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July 27, 2017 | Author: jota_ova | Category: Permeability (Earth Sciences), Sodium Chloride, Water, Salinity, Aluminium
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Manual de Instrucción

Curso:

INTERPRETACIÓN DE REGISTROS A AGUJERO DESCUBIERTO

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Interpretación de Registros a Agujero Descubierto  Viro Consultoria Ltda. Quinta Edição, 10-Nov-97 (corrigida em Dec-97) Todos os direitos reservados e protegidos por lei. Nenhuma parte deste manual poderá ser reproduzida sem autorização prévia por escrito, sejam quais forem os meios empregados. Todo o esforço foi feito para fornecer a mais completa e adequada informação. Contudo os autores não assumem responsabilidade pelos resultados e uso da i f ã f id

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Curso: Interpretación de Registros a Agujero Descubierto

CONTENIDO

CURSO BÁSICO Sección I: Introducción Capítulo 1:

Introducción a la Interpretación de Registros

Capítulo 2:

Conceptos Básicos de Interpretación

Sección II: Registros Capítulo 3:

Características Básicas de los Registros

Capítulo 4:

Registro de Potencial Espontáneo

Capítulo 5:

Registro de Rayos Gamma

Capítulo 6:

Registros de Resistividad

Capítulo 7:

Registros de Porosidad

Capítulo 8:

Control de Calidad de Registros

Sección III: Interpretación Básica Capítulo 9:

Formaciones Limpias

Capítulo 10: Interpretación Rápida

CURSO AVANZADO Sección IV: Interpretación Avanzada Capítulo 11: Arcillosidad Capítulo 12: Formaciones Arcillosas de Litología Simple Capítulo 13: Formaciones Arcillosas de Litología Compleja Capítulo 14: Carbonatos con Porosidad Secundaria Capítulo 15: Otras Técnicas de Interpretación Capítulo 16: Herramientas Modernas de Registro

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Curso: Interpretación de Registros a Agujero Descubierto

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Capítulo 1: Introducción a la Interpretación de Registros Sección I: Introducción

Capítulo 1: Introducción a la Interpretación de Registros

Resumen: Definición del objetivo de este curso, análisis de las razones que justifican perforar y registrar pozos y definición del ambiente de trabajo para la obtención de registros. 1. Objetivos de este curso Este curso tiene el doble propósito de dar a los participantes la oportunidad de afianzar los principios básicos del arte de interpretar registros, así como de practicar los conceptos discutidos, tanto de forma manual como analizando algunos ejemplos procesados por computadora. En el desarrollo del curso se contemplan los siguientes aspectos: • • • • • •

Reconocimiento de los diferentes registros y sus curvas Discusión de los principios de medición de las herramientas de registro Discusión de los principios básicos de la interpretación de registros a agujero descubierto Se pone énfasis en la interpretación rápida o “quick-look” y la interpretación manual detallada Discusión del control de calidad de registros o LQC (“Log-Quality-Control”) Discusión de las interpretaciones procesadas por computadora

2. Necesidad de perforar y registrar pozos Los métodos sísmicos de superficie ayudan a identificar estructuras en el subsuelo que pueden constituir trampas y contener fluidos, pero no permiten identificar si el fluido es hidrocarburo o agua. La única forma de definir la presencia de hidrocarburos en estas estructuras es perforar un pozo. La interpretación de registros es el proceso que utiliza mediciones obtenidas dentro del pozo (registros) para permitir evaluar las características de las formaciones en el subsuelo, con los siguientes objetivos principales: • • • •

Identificar la presencia de yacimientos Estimar el volumen de hidrocarburos “in-situ” Estimar el volumen de hidrocarburos recuperable Auxiliar en la identificación de ambientes de depósito

Las mediciones que pueden obtenerse dentro del pozo, pueden agruparse en cuatro categorías: • Registros durante la perforación: * Registro de hidrocarburos (“mud-log”) * Mediciones durante la perforación o MWD (“Measuring-While-Drilling”) * Registros durante la perforación o LWD (“Logging-While-Drilling”) • Muestras de canal y análisis de núcleos

• Registros a cable: * Registros eléctricos * Registros acústicos * Registros radioactivos * Registros electromagnéticos • Pruebas de producción

Obviamente, no se efectúan todas estas mediciones en cada pozo. Para decidir que medidas se efectúan en cada pozo, se aplican criterios técnicos y económicos.

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Capítulo 1: Introducción a la Interpretación de Registros

En caso de un yacimiento de aceite, el número de barriles de aceite “in-situ” (reservas) puede ser estimado como:

N = 6.289 ⋅ φ ⋅ (1 − Sw ) ⋅ h ⋅ A

(1-1)

donde: N φ Sw h A

es el volumen de aceite “in-situ”, en barriles o “stock-tank-barrels” (stb) es la porosidad de la roca-almacén, en fracción: 0 ≤ φ ≤ 1 es la parte de la porosidad que contiene agua en la roca-almacén, en fracción: 0 ≤ φ ≤ 1 es el espesor vertical del intervalo productivo, en metros (m) 2 es el área de drene, en metros cuadrados (m )

Para obtener el volumen del aceite expresado en stb, en condiciones standard de superficie (css) , el valor calculado de N debe ser dividido por el Factor de Volumen del aceite Bo, normalmente un poco mayor que uno, el cual representa la disminución del volumen del aceite al subir a superficie, básicamente por la evolución del gas:

Ncss =

N Bo

(1-1a)

Para un yacimiento de gas, el número de pies cúbicos de gas “in-situ” puede ser estimado como:

G = 35.31⋅ φ ⋅ (1 − Sw ) ⋅ h ⋅ A

(1-2)

donde los símbolos representan las mismas magnitudes de la ecuación (1-1), y: G

es el volumen de gas “in-situ”, en pies cúbicos o “standard-cubic-feet” (scf)

El parámetro G representa el volumen de gas a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. Para obtener el valor de Gcss a las condiciones standard de superficie (css), de 14.7 psi y 60°F, debe usarse la siguiente expresión:

 P 520 1 Gcss =  r ⋅ ⋅  ⋅G  14.7 460 + Tr Z 

(1-3)

donde: Gcss Pr Tr Z

es el volumen de gas ‘en superficie’, en pies cúbicos o “standard-cubic-feet” (scb) es la presión del yacimiento, en libras por pulgada cuadrada (psi) es la temperatura del yacimiento, en grados Fahrenheit (°F) es el factor de corrección para gas, en fracción: 0 ≤ Z ≤ 1

El volumen de hidrocarburos recuperables Np, puede ser calculado estimando el factor de eficiencia de la recuperación F y multiplicándolo por el volumen N:

Np = N ⋅ F

(1-4)

Aunque la interpretación de registros no contribuya para la determinación del área de drene A, ni del factor de eficiencia F, permite obtener una buena determinación de la porosidad φ, de la parte de la porosidad que contiene agua en la roca-almacén, denominada de ‘saturación de agua’ Sw y del espesor vertical del intervalo productivo h, siendo por lo tanto fundamental para la determinación del volumen de reservas. 3. Ambiente de trabajo Página 2

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Capítulo 1: Introducción a la Interpretación de Registros

El proceso de perforación de un pozo genera muy poca información sobre su potencial productor. Si existen hidrocarburos, el peso del lodo de perforación evita que fluyan a la superficie y genera una presión diferencial que los mueve para dentro de la formación. El examen de las muestras de canal o “cuttings” indica la litología encontrada y puede revelar evidencias de hidrocarburos, pero no permite estimar la cantidad de aceite o gas “in-situ”. Los registros suministran los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de los hidrocarburos “insitu”. Las herramientas modernas de registros generan una enorme cantidad de información sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos encontrados. Desde el punto de vista de tomada de decisiones, los registros son una parte esencial del proceso de perforación y terminación de pozos. 3. 1. Tipos de pozos Se destacan a continuación las características mas relevantes de pozos abiertos y pozos revestidos. 3. 1. 1. Agujero Descubierto El agujero descubierto o OH (“Open-Hole”) es el mas importante para la interpretación de registros, ya que la mayoría de los registros necesarios para interpretación solamente pueden ser obtenidos en agujero descubierto. A continuación se listan los parámetros mas relevantes al interés de este curso, así como el rango de valores que frecuentemente adopta cada uno de ellos en la mayoría de los pozos: • • • • •

Profundidad del pozo: entre 300 y 8,000 m Desviación de la vertical: entre 0 y 90° Salinidad del lodo: entre 1,000 y 200,000 ppm Presión del fondo: entre 500 y 20,000 psi Profundidad de invasión: entre 1 y 100”

• • • • •

Temperatura de superficie: entre -30 y 50°C Temperatura de fondo: entre 100 y 400°F Diámetro del pozo: entre 5 y 17” (pulgadas ó in) Densidad del lodo: entre 9 y 17 lb/gal Espesor del enjarre: entre 0.1 y 1”

En ambientes tan hostiles como estos, los registros deben suministrar información sobre el estado de las rocas-almacén antes de haber sido alteradas por el proceso de perforación. Para tener una perspectiva de las proporciones de un pozo típico, la relación entre el diámetro y la profundidad final del pozo es similar a la relación entre el espesor y la largura de un cabello humano. 3. 1. 2. Pozo revestido Se denomina pozo revestido o CH (“Cased-Hole”) al pozo después de bajar la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing” y de cementar el espacio externo de la TR para aislar las formaciones de interés, en el cual se pueden disparar pistolas bajadas a cable en las zonas a ser probadas. Equipos especiales de control de presión permiten controlar el pozo e incluso disparar las pistolas con diferencial de presión negativo (a favor de la formación). Existen herramientas de registro para pozo revestido. Las mas frecuentemente utilizadas permiten determinar la calidad de la cementación, detectar y cuantificar el movimiento de fluidos dentro del pozo, así como medir el gradiente de temperatura y de densidad de fluidos dentro del pozo. Algunas de estas herramientas son de diámetro suficientemente delgado para poder bajar por la TP (Tubería de Producción) o tubing, ya sea para medir dentro de la TP o en la TR, por debajo del empacador

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Capítulo 1: Introducción a la Interpretación de Registros

(o “packer”). Otras, solamente pueden ser utilizadas en la TR; deben ser utilizadas antes de bajar el empacador, de lo contrario será necesario sacar la TP y el empacador para poder obtener estos registros. 3. 2. Tipos de lodos Se describen los dos tipos mas comunes de lodo. En casos especiales, algunos pozos son perforados a base de aire; este caso no es considerado en este curso. 3. 2. 1. Lodo a base de agua El lodo a base de agua o WBM (“Water-Based-Mud”) es el mas comúnmente utilizado y el mas adecuado para la mayoría de los registros existentes. Para los datos de salinidad y densidad especificados a continuación, se supone que la sal predominante en el lodo es el cloruro de sodio (NaCl). 3. 2. 1. 1. Agua dulce La densidad del agua dulce es muy próxima a 1.0 gr/cc. Su salinidad es baja, lo que dificulta el paso de la corriente eléctrica (resistividad muy alta) y por eso impide obtener registros representativos de potencial espontáneo (SP) y aquellos que envían corriente a la formación a través del lodo. 3. 2. 1. 2. Agua salada El lodo a base de agua de mar tiene una salinidad de aproximadamente 30,000 partes por millón (ppm) y una densidad de aproximadamente 1.02 gr/cc. Es adecuada para la mayoría de los registros existentes. 3. 2. 1. 3. Agua saturada en sal El lodo saturado en sal tiene una salinidad de aproximadamente 250,000 ppm y una densidad de 1.2 gr/cc. Su bajísima resistividad afecta los registros de inducción y hace con que, en general, el registro de SP no tenga definición y aparezca como una línea prácticamente recta. 3. 2. 2. Lodo a base de aceite El lodo a base de aceite o OBM (“Oil-Based-Mud”) casi siempre contiene agua, pero el aceite constituye su fase continua. Una característica de este lodo es el menor daño causado a las formaciones, comparado con los lodos a base de agua. Es por naturaleza menos denso y mucho mas resistivo que el lodo a base de agua, lo que dificulta obtener los registros de SP y aquellos que envían corriente a la formación a través del lodo. 3. 3. Permeabilidad y el proceso de invasión (o lavado de la formación) El proceso de invasión de la formación sólo ocurre cuando la formación es permeable y está originado por la presión hidrostática del lodo ser mayor (en la profundidad de la capa permeable) que la de la formación. 3. 3. 1. Efectos de la perforación La perforación de pozos por rotación, incluye una barrena o “bit” en el extremo de una larga columna de perforación o “drill-string”, la cual es rotada desde la superficie a velocidades de 50 a 150 rpm. La acción combinada de esta rotación con la de pesos de 10,000 a 40,000 libras que son aplicados directamente encima de la barrena, tritura la roca. Las muestras de canal o “cuttings” son retiradas y transportadas hasta la superficie por el lodo de perforación, el cual es bombeado por dentro de la columna, sale por orificios en la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular entre la columna y el pozo. Durante este proceso,

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las formaciones pueden erosionarse o colapsar originando diámetros menores que el de la barrena o derrumbarse originando diámetros mayores. Además, las formaciones permeables son generalmente lavadas por los fluidos de perforación, generando enjarre en la pared del pozo. 3. 3. 2. Permeabilidad La permeabilidad, representada por k en milésimos de Darcies (md), es la capacidad de la formación de permitir que los fluidos la atraviesen. Es una medida del volumen de fluidos con viscosidad de 1 centipoise 2 que pasan por un área de 1 cm bajo un gradiente de presión de 1 psi. La unidad de permeabilidad es el Darcy, igual a 1,000 md; este valor de permeabilidad es muy grande para muchas roca-almacén que tienen permeabilidad en el rango de 1 a 100 md. Cuando un medio no permite el paso de fluidos, se dice que es impermeable (por ejemplo, las lutitas o “shales”). Contrariamente a la porosidad, la permeabilidad depende fuertemente del tamaño absoluto de los granos. Sedimentos de granos grandes, con grandes espacios porales, tienen alta permeabilidad. Rocas con granos pequeños, con pequeños espacios porales y caminos de flujo muy tortuosos, tienen baja permeabilidad. 3. 3. 3. Invasión (o lavado de la formación) Durante la perforación, para evitar el descontrol del pozo o “blow-out”, la presión Pm originada por la columna de lodo debe ser mayor que la presión Pr de los fluidos en el espacio poral (o presión de yacimiento). El diferencial de presión Pm - Pr que generalmente es de unas pocas centenas de psi, fuerza el fluido de perforación dentro de la formación. Si la formación es permeable, el fluido de perforación entrará en la formación dejando en la pared del pozo las partículas sólidas que contiene, lo que genera una capa de enjarre o “mud-cake”. El líquido que filtra dentro de la formación, denominado de filtrado o “mud-filtrate”, desplaza los fluidos originalmente contenidos en la roca, generando una zona lavada en las proximidades de la pared del pozo. 3. 3. 3. 1. Enjarre El proceso de invasión que genera enjarre o “mud-cake” en la pared del pozo comienza así que la barrena corta la formación permeable. El proceso es rápido al inicio, haciéndose mas lento a medida que aumenta el espesor del enjarre, con lo que disminuye su permeabilidad. Rápidamente el proceso se hace tan lento, que para los fines prácticos puede considerarse finalizado. En realidad, el enjarre es erosionado por la rotación durante la perforación y también durante las maniobras con la columna, por ejemplo para cambiar la barrena, con lo cual el proceso de invasión y formación de enjarre se reinicia cada vez. El espesor típico del enjarre, representado por hmc, es de ¼” o menos, hasta ¾” o mas. 3. 3. 3. 2. Zona lavada La zona lavada, próxima a la pared del pozo, contiene el filtrado del fluido de perforación o “mud-filtrate”, extendiéndose desde la pared del pozo hacia dentro de la formación, hasta una distancia tal que los fluidos encontrados sean los originales en la roca (zona virgen). Esta distancia se denomina profundidad de invasión, y su valor puede variar desde 2” para lodos de muy buena calidad en formaciones de alta porosidad (con mucho espacio poral disponible para acomodar la invasión), hasta mas de 100” para lodos de baja calidad en formaciones de baja porosidad (con poco espacio poral). 3. 3. 3. 3. Zona virgen La zona virgen representa la roca permeable conteniendo en el espacio poral fluidos no afectados por el proceso de perforación ni por el de invasión.

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3. 3. 3. 4. Profundidad de invasión al momento del registro La profundidad de invasión al momento del registro depende de varios factores, siendo los principales la característica del filtrado del lodo y el diferencial de presión entre el lodo y el yacimiento. El encabezado del registro especifica el valor estático de velocidad de filtrado de lodo como ‘pérdida de agua’; representa el volumen de filtrado en cc, que pasa por un papel de filtro durante 30 minutos con un diferencial de presión de 100 psi a 76°F en una celda de prueba, según el patrón API. Una pérdida de agua típica es de 12 cc; un lodo con 30 cc es considerado un mal generador de enjarre; un valor de 4 cc es excelente. Desafortunadamente, datos experimentales mostraron que no hay una buena correlación entre la característica estática a condiciones de superficie y el proceso dinámico de invasión en condiciones de pozo. En consecuencia, no es posible predecir la profundidad de invasión a partir de las características del lodo. Por lo tanto, la profundidad de invasión debe ser inferida a partir de la información de los registros. 3. 3. 3. 5. Descripción de la roca lavada En las proximidades de la pared del pozo, la roca permeable está lavada por el filtrado del lodo de perforación. En seguida, alejándose de la pared del pozo hacia dentro de la formación, existe una zona de transición y finalmente, la zona virgen o no alterada por la invasión. Generalmente se asume que todo el agua de formación en la zona lavada es substituida por el filtrado de lodo, incluyendo el agua irreducible, ya que existe intercambio iónico entre el agua irreducible original (salinidad de la zona virgen) y el filtrado de lodo (salinidad generalmente mayor que en la zona virgen). Si la formación contiene hidrocarburos, parte de ellos serán desplazados por la invasión. La fracción de hidrocarburos resultante (denominada de residual) está normalmente en el rango de 10 a 40% del volumen original, dependiendo del contenido inicial de hidrocarburos y del contraste entre la movilidad del filtrado y la del hidrocarburo. El agua desplaza bastante bien el gas y el aceite de densidad media, pero es poco eficiente desplazando aceite pesado de alta viscosidad. En estos casos, la invasión no es uniforme en todas direcciones, con lo que la profundidad de invasión varía alrededor del pozo. En la zona de transición, parte del agua de formación y parte de los hidrocarburos (si existían) fueron desplazados por el filtrado, pero a un grado menor que en la zona lavada. A medida que se desarrolla el proceso de invasión, la zona de transición se va desplazando cada vez mas lejos de la pared del pozo. En areniscas de alta porosidad y permeabilidad, el filtrado puede segregar verticalmente por causa de la gravedad; filtrados de baja salinidad invadiendo areniscas con agua de formación de alta salinidad, tenderán a desplazarse hacia el tope de la capa; en el caso opuesto, agua invadiendo una arenisca con aceite tenderá a desplazarse hacia la base de la capa. Si la profundidad de invasión detectada por los registros varía de la base al tope de la capa, puede estar mostrando los efectos de la segregación vertical del filtrado. Las lutitas o “shales” no se invaden ni generan enjarre en virtud de su permeabilidad prácticamente nula. Sin embargo, frecuentemente existen reacciones químicas con el lodo causando la expansión y/o derrumbe de las lutitas, resultando en la formación de cavernas o atrapando la tubería de perforación. 3. 3. 3. 6. Patrón de invasión Se denomina patrón de invasión o “invasion-profile” a la variación de características tales como resistividad y saturación al pasar de la zona lavada, por la zona de transición, hasta llegar a la zona virgen. El patrón mas simple, utilizado para modelado por computadora, es el escalón o “step-profile”, en el que no existe zona de transición, pasándose bruscamente de la zona invadida a la zona virgen. La realidad es mucho mas compleja, pudiendo existir diferentes patrones; uno de los mas divulgados es el de anillo o “annulus”, en el cual la zona de transición presenta una resistividad menor que la de las zonas invadida y virgen.

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3. 4. Roca-almacén La roca-almacén ideal es una roca limpia (sin lutita) y permeable. En general, la matriz está compuesta de granos de arena o “sand” (constituidos principalmente de silicio, SiO2), caliza o “limestone” (carbonato de calcio, CaCO3), dolomía o “dolomite” (carbonato de magnesio, CaCO3MgCO3), o mezclas de las tres litologías, con porosidad primaria, intergranular o intercristalina, φ1. El tamaño de grano puede variar de fracciones de milímetro (mm) a 1 ó 2 mm. En la zona virgen, el espacio poral está lleno de agua, aceite y posiblemente gas. El agua existe cubriendo los granos, formando un camino continuo, muy tortuoso, a través de la roca; la tensión capilar hace con que sea imposible desplazar esta agua (irreducible). El gas, si existe, ocupa los poros mayores, dejando el aceite en los poros de tamaño medio. 3. 5. Otras rocas Además de las rocas-almacén mencionadas en el párrafo anterior, existen muchas otras rocas que, sin constituir yacimiento, son muy importantes en la interpretación de registros. 3. 5. 1. Arcilla La arcilla es un componente muy común en las rocas sedimentarias, constituidas básicamente de silicatos de aluminio, con densidad variable entre 2.2 a 2.7 gr/cc. Dependiendo del ambiente en que fueron generadas, pueden tener diferentes composiciones químicas: • • • •

Clorita Ilita Kaolinita MontmoriIlonita

(MgFeAl)6(SiAl)4O10(OH)8 KAl4(Si7Al)O20(OH)4 Al4Si4O10(OH)8 (CaNa)7(AlMgFe)4(SiAl)8O20(OH)4(H2O)n

Las partículas de arcilla son muy pequeñas, menores que 1/256 mm, de 10 a 1,000 veces menores que los granos de arena. La relación superficie-volumen es muy alta, de 100 a 10,000 veces mayor que en las areniscas. Por estas razones, las arcillas mantienen un gran volumen de agua que no puede fluir pero que afecta la respuesta de los registros. 3. 5. 2. Limo El limo o “silt” está constituido por granos de silicato de aluminio mezclado con silicio; el tamaño de grano es intermedio entre los de arena y arcilla, entre 1/16 y 1/256 mm, lo que hace que el fluido contenido en el espacio poral, en términos prácticos, no pueda fluir. 3. 5. 3. Lutitas Las lutitas o “shales” son principalmente mezclas de arcilla y limo depositados en aguas prácticamente quietas (ambiente de muy baja energía). Pueden tener buena porosidad, pero la permeabilidad es esencialmente nula. De esta manera, las lutitas puras no representan interés para la producción de hidrocarburos, aunque pueden ser roca-generadora (potencial de haber generado hidrocarburos). Sus dos características principales, en términos de interpretación de registros, es que pueden entrampar los hidrocarburos localizados en rocas permeables subyacentes y que pueden contaminar la roca-almacén (arcillosidad) de tres diferentes modos: •

Lutita laminada: o “laminated-shale” son finas láminas de lutita, con espesor del orden de 1 cm, separando finas láminas de roca-almacén limpia, sin afectar la permeabilidad horizontal a través del yacimiento, pero disminuyendo la permeabilidad vertical de la zona prácticamente a cero. La arcillosidad

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Capítulo 1: Introducción a la Interpretación de Registros

en un volumen del yacimiento (fracción de lutita en el volumen considerado) varía de 0 a 1 (100%) al aumentar el espesor de las láminas de lutita en relación al espesor de las láminas de roca-almacén limpias. •

Lutita dispersa: o “dispersed-shale”; la lutita ocupa el espacio poral de la roca-almacén, disminuyendo drásticamente su porosidad efectiva y su permeabilidad. La arcillosidad (fracción de lutita en la zona de interés) varía de 0 a un valor máximo igual al de la porosidad de la roca, cuando la lutita ocupa totalmente el espacio poral.



Lutita estructural: o “structural-shale”; algunos granos en la estructura de la matriz de la roca-almacén son substituidos por granos de lutita, sin afectar la porosidad ni la permeabilidad. La arcillosidad (fracción de lutita en la zona de interés) varía de 0 a un valor máximo igual a la fracción de matriz, cuando todos los granos de la roca-almacén son substituidos por lutita.

3. 5. 4. Minerales especiales Los siguientes minerales son frecuentemente encontrados en formaciones con litologías complejas: 3. 5. 4. 1. Anhidrita La anhidrita es una roca formada por sulfato de calcio, CaSO4, muy compacta y pesada; su densidad es de 2.98 gr/cc, sin interés para la producción de hidrocarburos, pero frecuentemente encontrada próxima a zonas de interés. 3. 5. 4. 2. Halita La halita, o sal de cocina, es una roca muy plástica constituida de cloruro de sodio, NaCl; su densidad es de 2.04 gr/cc. Es altamente soluble en agua, lo que hace que frecuentemente se erosione cuando el lodo es a base de agua dulce.

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Capítulo 2: Conceptos Básicos de Interpretación

Capítulo 2: Conceptos Básicos de Interpretación

Resumen: Definición de los conceptos y parámetros fundamentales para la interpretación de registros y análisis de las etapas del proceso de interpretación manual. 1. Concepto de porosidad y saturación Porosidad y saturación son dos de las características mas importantes de la formación que el intérprete (analista de registros) debe evaluar al efectuar una interpretación de registros de pozo. 1. 1. Porosidad La porosidad, representada por φ, es la fracción del volumen total ocupada por el volumen poral; es un número sin unidades con valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar la porosidad en unidades de porosidad o pu (“porosity-units”). Por ejemplo: φ = 0.25 = 25%. Esta definición puede ser expresada matemáticamente como:

φ=

Vp Vt

(2-1)

donde: φ Vp Vt

es la parte del volumen de la roca ocupado por los fluidos, en fracción: 0 ≤ φ ≤ 1 es todo el volumen del espacio poral; está ocupado por fluidos (agua, aceite, gas) es el volumen total de la roca; incluye los sólidos y fluidos

En formaciones poco consolidadas, la porosidad depende mas de la distribución del tamaño de grano que del tamaño absoluto del grano. La porosidad será alta (en el rango de 0.35 a 0.40) si todos los granos son de tamaño similar; será menor (alrededor de 0.25) si hay una gran variedad de tamaños de grano, ya que los granos pequeños ocuparán el espacio poral entre los granos mayores. Valores de porosidad menores (llegando virtualmente a cero) ocurren cuando las partículas están cementadas entre sí con material silíceo o calcáreo, resultando en formaciones consolidadas. La Figura 2-1 muestra un bloque en el cual se supone que toda la porosidad está concentrada en el fondo del mismo, dejando matriz compacta encima. Por la definición de porosidad, si se elige la escala de manera tal que la altura h sea 100 unidades, x (en la escala elegida) representa la porosidad. 1. 1. 1. Tipos de porosidad definidos para interpretación Pueden especificarse los siguientes tipos de porosidad (parte del volumen de la roca ocupado por líquidos):

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Capítulo 2 con 18 Páginas

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Capítulo 2: Conceptos Básicos de Interpretación



Porosidad primaria: (intergranular o intercristalina), representada por φ1, es generalmente encontrada en rocas clásticas; su valor depende principalmente de la forma, tamaño y clasificación de los granos.



Porosidad secundaria: representada por φ2, está constituida por la porosidad vugular, generada por ejemplo por disolución, y por la porosidad de fracturas, generadas mecánicamente.



Porosidad total: representada por φt, es la relación entre el volumen de todo el espacio poral existente en la roca (poros, fisuras, fracturas, vúgulos) y el volumen total de la roca.



Porosidad conectada: representada por φcon, es la porosidad de los poros interconectados en el volumen de la roca. Puede ser mucho menor que la porosidad total, si parte de los poros no están conectados; en el caso de la piedra-pómez o “pumice”, φt es de aproximadamente 0.50, mientas que φcon es cero.



Porosidad potencial: representada por φpot, es la porosidad conectada por gargantas de sección mayor que un valor límite, debajo del cual los fluidos no se desplazan (por ejemplo, 20µ para aceite 5µ para gas). Esta porosidad puede ser mucho menor que la porosidad conectada. Este es el caso de las lutitas o “shales”, que generalmente presentan una porosidad conectada bastante alta (0.40 a 0.50 para lutitas compactadas y hasta 0.90 para limo recién depositado), aunque los fluidos no pueden ser desplazados debido al pequeño tamaño de las gargantas, por lo que φpot es prácticamente cero.



Porosidad efectiva: representada por φe, es la porosidad accesible a los fluidos libres para desplazarse, excluyendo la porosidad no-conectada y el espacio ocupado por el agua adsorbida e inmovilizada en las lutitas o “shales. Esta definición es específica para los intérpretes.

Se pueden relacionar las primeras tres porosidades mencionadas, de la siguiente forma:

φt = φ1 + φ 2

(2-2)

1. 1. Saturación La fracción del espacio poral que contiene agua, denominada ‘saturación de agua’ y representada por Sw, es un número sin unidades con valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar la saturación en porcentaje. Por ejemplo: Sw = 0.35 = 35%. Esta definición puede ser expresada matemáticamente como:

Sw =

Vw Vp

(2-3)

donde: es la parte de la porosidad que Sw contiene agua, en fracción: 0 ≤ Sw ≤ 1 es el volumen del espacio poral que está ocupado por agua Vw es todo el volumen del espacio poral; está ocupado por fluidos (agua, aceite, gas) Vp La Figura 2-2 muestra el bloque anterior, en el cual se supone la porosidad contiene agua e hidrocarburos. Por la definición de saturación de agua, si se elige la escala de manera tal que la altura x sea 100 unidades, y (en la escala elegida) representa la saturación de agua. La cantidad de porosidad que contiene agua se obtiene multiplicando la porosidad por la saturación de agua. Página 2

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Capítulo 2: Conceptos Básicos de Interpretación

Cuando toda la porosidad está ocupada por agua, Vw es igual a Vp, resultando Sw = 1 = 100%. Cuando apenas parte de la porosidad está ocupada por agua, la otra parte estará ocupada por hidrocarburos (aceite o gas). Puede entonces definirse la ‘saturación de hidrocarburos’, representada por Shy, como:

Shy =

Vhy Vp

(2-4)

donde: Shy Vhy Vp

es la parte de la porosidad que contiene hidrocarburos, en fracción: 0 ≤ Shy ≤ 1 es el volumen del espacio poral que está ocupado por hidrocarburos; es igual a Vp - Vw es todo el volumen del espacio poral; está ocupado por fluidos (agua, aceite, gas)

Sumando las ecuaciones 2-3 y 2-4, y recordando que Vhy = Vp - Vw, se obtiene que:

Sw + Shy = 1

(2-5)

Esta expresión permite calcular una saturación si se conoce el valor de la otra. Los métodos de interpretación permiten determinar Sw y luego, con la ecuación 2-5 se calcula Shy = 1 - Sw. El mismo razonamiento anterior puede ser efectuado utilizando las nomenclaturas de las saturaciones en la zona lavada, donde: Sxo Shr

es la saturación de agua en la zona lavada, en fracción: 0 ≤ Sxo ≤ 1 es la saturación de hidrocarburos (llamados de residuales) en la zona lavada: 0 ≤ Shy ≤ 1

1. 1. 1. Saturación de agua irreducible En general se asume que el yacimiento fue generado en un ambiente acuífero y que los hidrocarburos, que fueron generados en algún otro lugar (roca-madre), migraron dentro del espacio poral, desplazando el agua de los poros mayores. Sin embargo, los hidrocarburos nunca desplazan toda el agua de la roca. Existe un pequeño volumen de agua retenido por tensión superficial alrededor de los granos, denominado de ‘agua irreducible’ que no puede ser desplazada por la migración de hidrocarburos ni cuando la formación produce. Cuando el agua en la formación es irreducible, la saturación de agua está representada por Swirr, con valores entre 0.05 (5%) en formaciones con tamaño de grano grande, hasta 0.40 (40%) o mas en formaciones con tamaño de grano pequeño. 1. 1. 2. Porosidad con agua y con hidrocarburos El valor de la ‘porosidad con agua’ se obtiene multiplicando la porosidad efectiva por la saturación de agua en la zona: φw es la porosidad con agua en la zona virgen y φxo es la porosidad con agua en la zona lavada:

φw = φe ⋅ Sw

(2-6)

φ xo = φe ⋅ Sxo

(2-6a)

De la misma manera, el valor de la ‘porosidad con hidrocarburos’ se obtiene multiplicando la porosidad efectiva por la saturación de hidrocarburos; φhy es la porosidad con hidrocarburos en la zona virgen:

φ hy = φe ⋅ Shy = φe ⋅ (1 − Sw ) 10-Nov-97

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(2-7)

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y φhr es la porosidad con hidrocarburos en la zona lavada:

φ hr = φe ⋅ Shr = φe ⋅ (1 − Sxo )

(2-7a)

Obviamente, asumiendo que la porosidad efectiva es la misma en la zona virgen y en la zona lavada, debe cumplirse que:

φ w + φ hy = φ xo + φ hr = φ e

(2-8)

1. 1. 3. Porosidad con hidrocarburos móviles Como consecuencia de la invasión, en lodos en base de agua, el volumen de agua en la zona lavada, φxo, es mayor (zonas con hidrocarburos móviles) que el volumen de agua en la zona virgen, φw; en caso de zonas acuíferas o con hidrocarburos residuales (sin movilidad), ambos volúmenes de agua son iguales. El valor de la ‘porosidad con hidrocarburos móviles’ puede ser calculada como la diferencia entre las porosidades con agua en la zona lavada y en la zona virgen:

φ hm = φe ⋅ (Sxo − Sw )

(2-9)

2. Tipos de rocas-almacén Las rocas-almacén son generalmente areniscas, calizas y/o dolomias. La fracción del volumen total de la roca que es arenisca, representado por vS, es un número sin unidades con valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar el volumen de arenisca en porcentaje. Por ejemplo: vS = 0.45 = 45%. El mismo concepto se aplica a las fracciones del volumen total que son caliza, representada por vL y dolomía, representado por vD. Referirse al ítem 3.4 del Capítulo 1. 2. 1. Arenisca La mayoría de las arenas son transportadas y depositadas por acción del agua. El tamaño de los granos depositados depende de la velocidad del agua que los transporta (energía del ambiente); por esta causa, las areniscas o “sandstone” tienden a presentar una porosidad de tipo intergranular bastante uniforme. 2. 2. Caliza Contrariamente a la arenisca, la caliza o “limestone” no es generalmente transportada como granos, sino que es depositada por decantación en agua de mar, sea precipitando de la solución o de restos acumulados de conchas de animales marinos. El espacio poral original es frecuentemente alterado por redisolución posterior de la parte sólida. Por lo tanto, la porosidad (denominada de porosidad secundaria) tiende a ser menos uniforme que en las areniscas, presentando vúgulos y fisuras que coexisten con la porosidad primaria. 2. 3. Dolomía Las dolomías o “dolomite” son formadas cuando aguas ricas en magnesio circulan a través de calizas, reemplazando algunos de los átomos de calcio por átomos de magnesio. Este proceso, denominado de dolomitización, resulta generalmente en la reducción del volumen de la matriz con lo que, como consecuencia, aumenta la porosidad y suministra mas espacio poral para la acumulación de fluidos. 2. 4. Otros tipos de rocas Página 4

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Las formaciones que contienen solamente areniscas o carbonatos (calizas y/o dolomías) son denominadas de formaciones limpias. La interpretación con registros modernos es relativamente simple. Cuando estas formaciones contienen lutitas o “shales” (arcilla y limo), se las denomina de sucias o arcillosas. Estas formaciones pueden ser mucho mas difíciles de interpretar. 3. Tipos de fluidos en el yacimiento Los fluidos que pueden encontrarse en el yacimiento son agua, aceite y/o gas. 3. 1. Agua El agua contenida en el espacio poral del yacimiento puede ser agua congénita o agua que migró posteriormente a la generación de la roca. Su salinidad puede variar desde valores muy bajos, del orden de 100 ppm (densidad de 1.0 gr/cc), a valores muy altos, del orden de 250,000 ppm (densidad del orden de 1.2 gr/cc). Una etapa muy importante de la interpretación de registros es la de identificar el agua en el yacimiento, distinguiéndola de los hidrocarburos. Cuando la salinidad del agua es baja, de unos pocos miles de ppm o menos, se dice que el agua es dulce. Es la mas difícil de identificar en el yacimiento, ya que por su alta resistividad, su densidad y contenido de hidrógeno, presenta características muy similares a las del aceite, especialmente para las herramientas de resistividad y porosidad. Cuando la salinidad es mayor que 10,000 ppm, se dice que el agua es salada, siendo mucho mas fácil identificarla en el yacimiento a través de registros, principalmente debido a su baja resistividad. 3. 2. Aceite El aceite normalmente tiene densidad entre 0.8 y 1.0 gr/cc, contenido de hidrógeno similar al del agua y no conduce la corriente eléctrica (resistividad muy alta). Estas son las características principales que ayudan a distinguirlo del agua en el yacimiento. 3. 3. Gas El gas tiene resistividad muy alta, igual que el aceite. Su densidad es muy baja, del orden de 0.3 a 0.5 gr/cc y su contenido de hidrógeno es mucho menor que el del aceite. En zonas con presencia de gas cerca de la pared del pozo, la combinación de registros de densidad y neutrón permiten identificar la presencia de gas en el yacimiento. 4. Fundamentos de interpretación El intérprete debe utilizar los registros de pozo para estimar el espesor, las porosidades y saturaciones de agua de cada zona de interés. La presencia de lutitas o “shales” en las formaciones complica substancialmente la interpretación. Por esta razón, se verán los principios de interpretación en formaciones limpias y luego se aplicarán estos principios a las formaciones arcillosas. A continuación se presentan los conceptos y parámetros fundamentales para la interpretación en formaciones limpias, la cual será tratada en detalle en los Capítulos 9 y 10. Se destaca que siempre, sin excepción, debe efectuarse el control de calidad de los registros o LQC (“LogQuality-Control”) antes de efectuar una interpretación. Los resultados de la interpretación dependerán de la calidad de los datos utilizados, incluidos los registros de pozo. Consultar el Capítulo 8. La identificación de capas permeables y la obtención de valores de registros en ellas es tratado en los Capítulos 4, 5 y 9. 4. 1. Determinación de porosidad a partir de registros 10-Nov-97

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Los registros de densidad, neutrón, sónico y de propagación electromagnética o EPT (“ElectromagneticPropagation-Tool), básicamente permiten evaluar la porosidad de las formaciones registradas; son también sensibles a la litología y al fluido contenido en la porosidad. Por esta razón, solamente indicarán la verdadera porosidad cuando se tomen en cuenta todos estos factores, los cuales no están totalmente identificados al inicio de una interpretación. Por lo tanto, en general, la determinación de porosidad a partir de uno de estos registros no es directa y necesita de un análisis cuidadoso. 4. 1. 1. Porosidad aparente Se denomina ‘porosidad aparente’ al valor de porosidad obtenido de un registro (densidad, neutrón, sónico, propagación electromagnética) asumiendo una litología, ausencia de arcillosidad y zona lavada totalmente invadida. Solamente después de evaluar la litología, el valor de arcillosidad y los fluidos en la zona lavada, se podrá decidir nivel por nivel cual es el valor de la verdadera porosidad, φe. En aquellos niveles que son acuíferos, sin arcillosidad, en los cuales la litología sea igual a la asumida, φe (la verdadera porosidad) será igual a la porosidad aparente; en otros niveles, donde no se cumplan las tres condiciones mencionadas, φe (la verdadera porosidad) será diferente de la porosidad aparente. 4. 2. Determinación de saturación a partir de registros Una vez conocida la porosidad efectiva φe (la verdadera porosidad) en cada zona de interés, se puede calcular el valor de la resistividad Ro que cada zona de interés tendría si estuviera invadida (Sw =100%). Comparando esta resistividad Ro con la verdadera resistividad Rt de cada zona medida por los registros, se pueden identificar las zonas acuíferas (aquellas donde Rt = Ro) y las que contiene hidrocarburos (aquellas donde Rt > Ro). 4. 3. Parámetros usados en interpretación La forma mas simple de representar una zona permeable en las proximidades del pozo es imaginando dos cilindros concéntricos alrededor del pozo, limitados por encima y por debajo por capas impermeables, como muestra la Figura 2-3. El cilindro mas próximo a la pared del pozo representa la zona lavada; el otro representa la zona de transición; fuera de este se encuentra la zona virgen. A continuación se listan los parámetros utilizados en la interpretación de registros: Resistividades y Saturaciones: Resist.Fluido Resist.Zona Satur.Agua Zona --- ----- --Lodo Rm (Ω·m) Enjarre --- --Rmc (Ω·m) - - - - - Rxo (Ω·m) Sxo (v/v) Zona lavada Rmf (Ω·m) Rt (Ω·m) Sw (v/v) Zona virgen Rw (Ω·m) Zona adyacente --- --Rs (Ω·m) - - - - - 4. 4. Relaciones fundamentales Página 6

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Figura 2-3 Longitudes: Descripción Parámetro Diámetro del pozo dh (“) Diámetro de invasión di (“) Profund.de invasión (di - dh)/2 (“) Espesor de capa h (m) Espesor del enjarre hmc (“)

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A continuación se tratan algunas relaciones fundamentales para la interpretación de registros. 4. 4. 1. Relación entre salinidad, temperatura y profundidad La temperatura dentro del pozo aumenta con la profundidad a razón de aproximadamente 2°C a cada 100m. Las sales disueltas en los fluidos permiten el paso de la corriente eléctrica a través de los mismos. La sal mas frecuentemente encontrada en los fluidos es el cloruro de sodio, NaCl, el que al disolverse produce + iones Na y Cl los cuales transportan la corriente a través del fluido; en el caso del sulfato de calcio, ++ (SO4)2Ca, los iones responsables por el paso de la corriente son Ca y (SO4) . El parámetro ‘salinidad’ expresa la cantidad de sal disuelta en el fluido. La resistividad de los fluidos depende de su salinidad y también de la temperatura; para una cierta salinidad, la resistividad disminuye con la temperatura. Las resistividades del lodo, del filtrado y del enjarre, son generalmente obtenidas a condiciones de superficie y deberán ser corregidas para representar los valores correspondientes a las condiciones de temperatura de a zona en estudio. 4. 4. 1. 1. Temperatura de la zona en estudio Para determinar la temperatura de la zona en estudio, generalmente se utilizan los datos disponibles de los encabezados de los registros para definir un gradiente lineal en función de la profundidad: •

La de fondo o BHT (“Bottom-HoleTemperature”), a la profundidad total o TD (“Total-Depth”)



La de superficie o ST (“SurfaceTemperature”), a la profundidad cero

Con este gradiente, puede calcularse la temperatura Ti de cualquier zona; basta conocer la profundidad Di de la misma:

Ti = ST + Di ⋅

BHT − ST TD

(2-10)

La única condición en la ecuación anterior es que las temperaturas estén todas en °C, o todas en °F, y que las profundidades estén todas en metros (m), o todas en pies (ft). Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas (Figura 2-4) para estimar la temperatura Ti en función de ST, BHT, TD y Di. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

Figura 2-4

4. 4. 1. 2. Conversión de resistividades a la temperatura de la zona en estudio

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Una vez estimada la temperatura Ti de la zona en estudio, deben convertirse las resistividades del lodo, del filtrado y del enjarre, medidas en condiciones de superficie, para convertirlas a las condiciones de la zona en estudio. Llamando genéricamente de R1 y R2 a las resistividades de un fluido a dos temperaturas T1 y T2, las siguientes expresiones permiten determinar R2 conocidos R1, T1 y T2: •

si las temperaturas especificadas en °C:

T1

y

T2

 T + 215 .   R2 = R1 ⋅  1 .   T2 + 215 •

si las temperaturas especificadas en °F:

T1

 T + 6.77   R2 = R1 ⋅  1  T2 + 6.77 

están

(2-11)

y

T2

están

(2-12)

Estas relaciones son válidas para soluciones de Figura 2-5 cloruro de sodio (NaCl); para otros tipos de soluciones deben aplicarse otros métodos específicos, dependientes de los tipos de sales en la solución. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas (Figura 2-5) para estimar la resistividad R2 en función de los valores R1, T1 y T2. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 4. 4. 2. Factor de formación: relación entre la resistividad de la roca y del agua que la satura 3 Considerando un cubo de volumen unitario (1m ) totalmente lleno de agua de formación y aplicando una corriente eléctrica que fluya de una cara hacia la cara opuesta a través del agua, como muestra la Figura 2-6, se puede medir la resistencia presentada por el agua al paso de la corriente. Siendo el volumen unitario, este valor también es la resistividad Rw del agua de formación. Al igual que para todas las resistividades, Rw es medida en 2 ohm·m /m, simplificado para Ω·m (ohm·metro).

Agregando arena dentro del cubo (con lo cual parte Figura 2-6 del agua contenida debe salir del cubo) y repitiendo la experiencia de pasar corriente, como muestra la Figura 2-7, se puede medir la resistencia Ro de la arena saturada con agua (que, por ser el volumen unitario, también es resistividad), la cual es mayor que Rw debido a que la arena no conduce la corriente eléctrica. Experiencias de laboratorio muestran que existe una proporcionalidad entre el valor Rw de resistividad del agua y el valor Ro de la arena saturada con esa

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agua. La constante de proporcionalidad es un número, representado por F, denominado de ‘Factor de Formación’:

Ro = F ⋅ Rw

Figura 2-7

(2-13)

Esta expresión representa la zona virgen del yacimiento (Rw es la resistividad del agua de formación en la zona virgen y Ro es la resistividad de la zona virgen cuando está 100% saturada de agua); para la zona lavada puede utilizarse la misma expresión, con la resistividad Rmf del filtrado de lodo para calcular la resistividad Rozl que la zona lavada tendría estando 100% saturada de filtrado de lodo:

Rozl = F ⋅ Rmf

(2-14)

Suponiendo que se permite la entrada de aceite dentro del cubo, desplazando parte del agua contenida en el mismo (sin modificar la cantidad de arena), al repetir la experiencia de pasar corriente, se observará que la resistividad medida en la arena ahora es mayor que la medida cuando la arena sólo contenía agua. El motivo es que tanto el aceite como la arena son aislantes eléctricos (no permiten el paso de corriente eléctrica); solamente el agua permite que pase corriente eléctrica a través del cubo; por lo tanto, al disminuir la cantidad de agua dentro del cubo, aumentará la dificultad encontrada por la corriente eléctrica para atravesarlo. Este efecto se traduce en una mayor resistividad medida. 4. 4. 3. Ecuaciones de Humble, Shell y otras: relación entre porosidad y factor de formación Si en el cubo unitario con arena y agua se modifica el espacio poral para construir canales cilíndricos de sección transversal total Sp (la longitud de cada tubo es de 1m, como muestra la Figura 2-8) la resistencia Ro entre caras opuestas (que, por ser el volumen unitario, también es resistividad), será:

Ro = Rw ⋅

1 Sp

(2-15)

Por la definición de porosidad, φ = Vp/Vt, siendo que en el cubo unitario el volumen poral es Vp = 1·Sp y el 3 volumen total es Vt = 1 = 1, resulta φ = Sp. Substituyendo en la ecuación anterior, resulta:

Ro =

Figura 2-8

Rw φ

(2-16)

Si se compara esta ecuación con la 2-13, se concluye que, en el caso considerado, es:

F=

1 φ

(2-17)

En realidad, el camino de la corriente eléctrica a través del agua al atravesar el cubo con arena, sigue la tortuosidad del espacio poral, con la sección Sp variando debido a la textura de la roca. Numerosos análisis 10-Nov-97

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de laboratorio muestran que, para una roca limpia, la porosidad y el factor de formación están relacionados por la ecuación generalizada de Humble:

F=

a φm

(2-18)

donde: a m

es un coeficiente próximo a 1 (entre 0,6 y 1.2) que depende de la litología es el exponente de cementación, próximo a 2 (ver comentarios a continuación)

El valor del exponente de cementación m, depende del factor de tortuosidad, del tipo de sedimentos, de la forma de los poros, del tipo de conexión entre ellos (y en consecuencia, depende del tipo de porosidad y su distribución) y, finalmente, depende de la compactación. Los valores mas frecuentes de m están en el rango de 1.6 a 2.8 (Figura 2-9); excepcionalmente son encontrados valores fuera de este rango. Esta ecuación generaliza puede adoptar varias formas diferentes, para cada tipo de formación: •

para formaciones arenosas frecuentemente se utiliza experimental de Humble:

compactadas, la ecuación

F= •

0.62 φ 2.15

0.81 φ2

(2-20)

en formaciones consolidadas, tales como en carbonatos, frecuentemente se utiliza la relación:

F= •

(2-19)

en formaciones poco compactadas, frecuentemente se utiliza la forma mas clásica de la ecuación:

F= •

Figura 2-9

1 φm

(2-21)

la ecuación de Shell utiliza esta última expresión, modificando el valor del exponente m al variar la porosidad:

m = 187 . +

0.019 φ

(2-22)

4. 4. 4. Ecuación de Archie: relación entre la resistividad de la roca y su saturación de agua Numerosas pruebas de laboratorio muestran que la saturación de agua puede ser expresada por la ecuación de Archie, en función del contraste de resistividades Ro y Rt según la siguiente ecuación:

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Swn = donde: Ro Rt n

Ro Rt

(2-23)

es la resistividad que la roca de porosidad φ y agua de resistividad Rw tendría si Sw =100% es la resistividad verdadera de la roca, debiendo cumplirse que Rt ≥ Ro es el exponente de saturación, frecuentemente se adopta n = 2

Las ecuaciones que permiten calcular la saturación de agua de la roca en cada zona de interés, utilizando la porosidad (o el factor de formación), la resistividad del agua de formación y la resistividad medida en la roca, se denominan de ‘ecuaciones de saturación’. A continuación se comentan las ecuaciones de saturación utilizadas en la interpretación de registros. 4. 4. 4. 1. Combinación de las ecuaciones de Archie y de Humble m

Substituyendo en la ecuación 2-23 la resistividad Ro por F ·Rw y el factor de formación F por a/φ , resulta la ecuación comúnmente denominada de Archie para determinar la saturación de agua en la zona virgen de formaciones limpias:

Sw =

n

a ⋅ Rw φ m ⋅ Rt

(2-24)

Asumiendo que la porosidad en la zona invadida (y, por lo tanto, el factor de formación) tiene el mismo valor que en la zona virgen, puede aplicarse la misma ecuación para determinar la saturación de agua Sxo en la zona invadida, utilizando la resistividad del filtrado Rmf en lugar de Rw y la resistividad de la zona invadida Rxo en lugar de Rt según se indica a continuación:

Sxo = n

a ⋅ Rmf φ m ⋅ Rxo

(2-25)

Las ecuaciones anteriores consideran la formación limpia, sin arcillosidad. En el Capítulo 11 se trata la forma de evaluar el volumen vsh de lutitas o “shales” en la formación, expresado como fracción del volumen de la roca. 4. 4. 4. 2. Otras ecuaciones de saturación A título ilustrativo se comentan a continuación otras ecuaciones para determinar la saturación de agua de la zona virgen, utilizadas en formaciones arcillosas, asunto que se trata en detalle en los Capítulos 12 y 13: •



Ecuación de Indonesia

  1− vsh    v sh 2 1 φm / 2  n / 2 = +  ⋅ Sw Rt  Rsh a ⋅ Rw   

(2-26)

2  v sh φm / 2  n / 2 1   ⋅ Sw = + Rt  Rsh a ⋅ Rw 

(2-27)

Ecuación de Nigeria

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Ecuación de Simandoux 2 1 v sh φm ⋅ Swn ⋅ Swn / 2 = + 2 Rt Rsh a ⋅ Rw ⋅ (1 − v sh )

(2-28)

De la misma manera que se mostró con la ecuación de Archie para las formaciones limpias, estas tres últimas ecuaciones pueden aplicarse para determinar la saturación de agua Sxo en la zona invadida, utilizando la resistividad del filtrado Rmf en lugar de Rw y la resistividad de la zona invadida Rxo en lugar de Rt según se indica a continuación: •

Ecuación de Indonesia

  1− vsh   v sh 2 φm / 2 = + a ⋅ Rmf  Rsh 

  n/2  ⋅ Sxo  

(2-26a)

 v2 φm / 2 1 =  sh + Rxo  Rsh a ⋅ Rmf

 n/2  ⋅ Sxo 

(2-27a)

1 Rxo •



Ecuación de Nigeria

Ecuación de Simandoux 2 n /2 n v sh 1 φm ⋅ Sxo ⋅ Sxo = + 2 Rxo Rsh a ⋅ Rmf ⋅ (1 − v sh )

(2-28a)

5. Métodos de interpretación Los dos métodos que serán analizados en este curso, son: •

el método determinístico: es el usado por el analista cuando efectúa una interpretación manual; fue el primer método utilizado por las interpretaciones procesadas por computadora;



el método estocástico: es el método estadístico especialmente adecuado para interpretaciones procesadas por computadora.

5. 1. Método determinístico El método determinístico sigue la misma secuencia de la interpretación manual, comenzando por determinar la porosidad en cada zona de interés, continuando con la evaluación del volumen de lutitas o “shales” y la corrección de los efectos de la arcillosidad en cada zona, finalizando con el cálculo de las saturaciones de agua de cada zona. Los primeros programas de interpretación para computadoras imitaban esta metodología. 5. 2. Método estocástico El método estocástico analiza simultáneamente, para cada nivel de profundidad (a cada ½ pie de pozo), todas las informaciones seleccionadas entre las disponibles por el intérprete, junto con el modelo litológico del intervalo a procesar; de este análisis se obtienen los volúmenes de cada elemento (minerales y fluidos) Página 12

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que constituye la solución mas probable de la interpretación. El proceso se repite para el siguiente nivel (subiendo ½ pie de pozo), hasta procesar todo el intervalo seleccionado. Es un método estadístico, especialmente adecuado para interpretaciones procesadas por computadora. 6. Modelos de interpretación Los dos modelos de interpretación que serán tratados en este curso son el tradicional, principalmente utilizado en la interpretación manual y el de doble agua o DWM (“Dual-Water-Model”), generalmente utilizado en la interpretación procesada por computadora. 6. 1. Modelo tradicional El modelo tradicional de interpretación considera la roca formada por volúmenes de los siguientes elementos, expresados como fracción del total de la roca, con cada fracción variando entre 0 y 1: • • •

matriz o roca porosa: arenisca, caliza, dolomía, o una mezcla de las tres litologías mencionadas porosidad efectiva, la cual puede dividirse en porosidad con agua, con aceite y/o con gas lutita (arcilla y limo)

La suma de todos los volúmenes considerados debe ser 1 (ó 100%), ya que representa el total de la roca. 6. 2. Modelo de doble agua El modelo de doble agua o DWM (“Dual-WaterModel”) se distingue del tradicional en la forma que trata la fracción lutita en la roca (Figura 2-10); en vez de considerarla como un mineral con agua en su composición, la considera como una roca porosa conteniendo agua adsorbida o “bound” (que no puede ser desplazada), con salinidad específica que puede diferir de las salinidades del agua de formación y del filtrado de lodo: • • • •

Figura 2-10

matriz o roca porosa: arenisca, caliza, dolomía, o una mezcla de las tres litologías mencionadas porosidad efectiva, la cual puede dividirse en porosidad con agua, con aceite y/o con gas agua adsorbida o “bound”, representando el agua de la lutita lutita seca o “dry-clay”, representando la parte sólida de la lutita

La fracción de la roca ocupada por el agua “bound” representa una porosidad φwb, denominada de ‘porosidad de agua bound’, que puede ser sumada a la porosidad efectiva φe, para obtener la porosidad total de la formación φt. 7. Ecuaciones de respuesta: relaciones entre registros y formación Se denomina de ecuación de respuesta de una herramienta de registro a la ecuación que permite calcular el valor teórico que el registro obtendría al medir una formación previamente definida. En el caso de la herramienta de densidad, en una formación limpia conteniendo agua, puede escribirse la ecuación de respuesta del registro de densidad como:

ρbth = φ ⋅ ρ bw + v ma ⋅ ρb ma 10-Nov-97

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Capítulo 2: Conceptos Básicos de Interpretación

donde: ρbth φ ρbw vma ρbma

es el valor teórico que mediría el registro de densidad en la formación especificada es el valor de la porosidad de la roca es el valor de la densidad del agua en la zona investigada por el registro de densidad es el valor de la fracción de la roca ocupado por la arenisca es el valor de la densidad de la arenisca

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que: 1 = φ + v ma (2-30) En el caso de la misma herramienta de densidad, ahora en una formación arcillosa conteniendo agua, puede escribirse la ecuación de respuesta del registro de densidad como:

ρ bth = φ ⋅ ρ b mf + v ma ⋅ ρ b ma + v sh ⋅ ρ bsh

(2-31)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones: vsh ρbsh

es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita es el valor de la densidad de la lutita

En esta ecuación, la suma de la porosidad, el volumen de la matriz y el volumen de lutita constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma + v sh

(2-32)

La ecuación de respuesta del registro de densidad tiene una característica muy importante; aunque puede cambiarse el modelo litológico a ser resuelto (como en el caso de las ecuaciones 2-29 y 2-31), la ecuación siempre tiene la misma forma: el valor teórico del registro siempre será la suma de las densidades de cada elemento considerado, ponderada por sus respectivos volúmenes. No existe otra ecuación de respuesta para el registro de densidad; la razón es simple: esta ecuación no es empírica, sino que responde a un principio de la física que trata de la densidad de una mezcla de elementos, cada uno con un volumen y una densidad diferente a la de los otros. Otros registros tienen ecuaciones de respuesta empíricas, que son aproximaciones perfectamente aceptadas por la industria pero que, por ser empíricas, están sujetas a ser modificadas en el futuro. En los Capítulos 4 al 7, que tratan los registros individualmente, se verá este tema con mas detalle. 7. 1. Propiedades del pozo y de la roca que influyen en la lectura de los registros Aunque las herramientas de registro son construidas intentando minimizar los efectos ambientales indeseables del lodo (producidos por su salinidad y temperatura) y del pozo (como su diámetro y rugosidad de la pared), estos efectos existen y deben ser evaluados para corregir la medición en caso de ser necesario. De esta manera se obtiene un valor mas representativo de la respuesta de la roca, que es lo que interesa al intérprete. Algunas herramientas son construidas para investigar y medir características de la zona lavada. Puede ocurrir que el valor medido por estas herramientas (después de corregir los efectos de pozo, si existen) esté Página 14

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Capítulo 2: Conceptos Básicos de Interpretación

afectado por características de la zona virgen. Otras herramientas son construidas para investigar y medir características de la zona virgen. Puede ocurrir que el valor medido por estas herramientas (después de corregir los efectos de pozo, si existen) esté afectado por características de la zona lavada. Estos efectos, denominados de efectos de invasión, también deben ser evaluados y corregidos para obtener un valor mas representativo de la respuesta de la roca, para fines de interpretación. Cada herramienta tiene diferente sensibilidad para los efectos de pozo y de invasión, según el principio de funcionamiento y de la forma de operación (centralizada en el pozo o apoyada en la pared del pozo). La evaluación y corrección de estos efectos se verán en mas detalle en los Capítulos 4 al 7, que tratan los registros individualmente. 7. 1. 1. Registro de SP como indicador del contraste entre las resistividades del agua y del filtrado En general, frente a las lutitas o “shales”, el registro de SP mide un número de milivolts (mv) mas o menos constante, registrando la denominada ‘línea-base de lutitas’, lo que permite identificar intervalos permeables, ya que en ellos la curva del registro se separa de la línea-base de lutitas. El tamaño de esta separación (medida en mv) y su dirección (hacia la derecha o a la izquierda de la línea-base de lutitas) depende del contraste entre las resistividades Rw del agua de formación y Rmf del filtrado de lodo. El valor de la resistividad Rmf del filtrado de lodo a la profundidad de interés puede ser determinado a partir de los datos del encabezado de los registros, por lo tanto, puede usarse el registro de SP para estimar el valor de la resistividad Rw del agua de formación. 7. 1. 2. Densidad, sónico y neutrón como indicadores de litología y porosidad Los registros de densidad, sónico y neutrón son sensibles tanto a variaciones de porosidad cuanto a variaciones de litología o de las características de los fluidos. Por lo tanto, pueden ser utilizados para evaluar estas características de la formación. Debe destacarse que para determinar la porosidad con apenas un registro, es necesario que la litología sea simple y conocida. Cuando la litología es compleja o desconocida, serán necesarios dos o mas registros para evaluar la porosidad y la litología. 7. 1. 3. Los registros como indicadores de arcillosidad Prácticamente todos los registros son sensibles a la presencia de lutita en la roca-almacén. A continuación se mencionan los efectos que la presencia de arcillosidad en la roca produce en los registros mas frecuentemente utilizados: Registro de SP: La separación entre la curva del registro y la línea-base de lutitas que se produce en las zonas permeables, medida en mv, disminuye al aumentar la arcillosidad. Registro de GR: La lectura del registro es normalmente alta en lutitas o “shales”, debido a la radioactividad natural producida por el torio (Th), el potasio (K) y el uranio (U) que frecuentemente existen en estas rocas. En contraposición, las rocas-almacén limpias presentan normalmente radioactividad baja. Al aumentar la arcillosidad en el yacimiento, aumenta la lectura del registro de GR. Registro de densidad: Este registro es poco sensible a la presencia de lutitas o “shales” en el yacimiento, debido al pequeño contraste entre la densidad de as lutitas y de las roca-almacén limpias. Cuando existe contraste, la densidad del registro aumenta o disminuye con relación al valor de la roca limpia, según que la densidad de la lutita sea mayor o menor que el de la roca limpia.

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Registro sónico: Este registro también es poco sensible a la presencia de lutitas o “shales” en el yacimiento. Al igual que en el registro de densidad, el efecto de la presencia de lutitas en el yacimiento dependerá del contraste entre los valores del registro sónico para la lutita y la roca-almacén. Registro de neutrón: La lectura del registro en lutitas o “shales” es normalmente bastante alta, con frecuencia del orden de 40 pu. Siendo este valor mucho mayor que la lectura del registro en la roca-almacén limpia, el efecto de la presencia de lutita en el yacimiento es bastante notable; al aumentar la arcillosidad en el yacimiento, aumenta la lectura del registro de neutrón. Registros de resistividad: La lectura de los registros de resistividad en lutitas o “shales” está normalmente en el rango de 1 a 20 Ω·m. La lectura de resistividad en las rocas-almacén es generalmente bastante alta, por lo que el efecto de la arcillosidad en el yacimiento será el de reducir las lecturas de los registros. Por otra parte, la lectura de los registros de resistividad en rocas limpias saturadas con agua salada es bastante baja, por lo que en estos casos no habrá un efecto notable en los registros por presencia de arcillosidad en el yacimiento. 8. Concepto de profundidad de investigación y de resolución vertical Profundidad de investigación de una herramienta de registro es la distancia horizontal dentro de la formación hasta donde la herramienta consigue medir las características de la roca. Algunas herramientas, como las de micro-resistividad, son construidas intencionalmente para tener una profundidad de investigación muy somera, midiendo las características de la roca hasta 1 ó 2 pulgadas desde la pared del pozo. Otras herramientas, como las de inducción y doble-laterolog, son construidas para tener profundidad de investigación bastante profunda, pudiendo medir las características de la roca hasta mas de 100 pulgadas desde la pared del pozo.

Figura 2-11

En general, la profundidad de investigación es mayor en las herramientas que tienen mayor espaciamiento entre los sensores (transmisores-receptores). Las menores profundidades de investigación las tienen las herramientas de patín apoyado en la pared del pozo, como las de micro-resistividad. La resolución vertical es el espesor (distancia vertical) mínimo que una capa debe tener para que la herramienta consiga identificar correctamente la característica medida (esta característica en la capa considerada tiene que ser diferente que en las capas sub y suprayacentes). Las herramientas con muy buena resolución vertical, como las de echados, consiguen identificar contactos de capas separados por menos de 1cm; ya las herramientas con resolución vertical no tan buena, por tener los sensores (transmisorreceptor) bastante separados, consiguen identificar correctamente la característica de una capa cuando su espesor es mayor que 50 cm (registro de GR), o mas de 2 m (registro de inducción). En general, se puede decir que cuanto mayor es la profundidad de investigación de un registro, peor es su resolución vertical, y viceversa. Una excepción a esta regla es la herramienta de doble-laterolog, la que consigue una gran profundidad de investigación con una muy buena resolución vertical (para herramientas de resistividad profunda), del orden de 2 ft. 9. Presentación de diapositivas

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Durante el desarrollo de este curso, se efectuará una presentación de diapositivas durante la cual se mostrará un conjunto didáctico de registros, para el análisis tal como lo realiza el intérprete al recibir un nuevo conjunto de registros, con los siguientes objetivos: • • • • • • •

identificación de capas permeables con potencial de ser yacimiento identificación de capas impermeables con posibilidad de ser sello para las anteriores determinación cualitativa de litología y porosidad en las capas permeables determinación cualitativa de la profundidad de invasión determinación cualitativa de la salinidad del agua de formación determinación cualitativa del contenido de fluidos en la zona virgen identificación de agua dulce en el yacimiento, distinguiéndola de los hidrocarburos.

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Capítulo 3: Características Básicas de los Registros Sección II: Registros

Capítulo 3: Características Básicas de los Registros

Resumen: Análisis de las características de los registros, de la presentación de la información en el registro y conceptos de memorización de curvas y de correlación de profundidad. 1. Procedimiento de obtención de registros Antes de bajar la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing”, se efectúa la operación de obtener los registros a agujero descubierto. Estos registros no pueden ser repetidos después de entubar el pozo; por lo tanto, debe verificarse inmediatamente, en el momento de su obtención, que sean de buena calidad. Ellos son datos de entrada críticos para la interpretación que permitirá evaluar el potencial del yacimiento. La unidad de registros, con equipos electrónicos (para control de las herramientas dentro del pozo) y unos 8,000 m de cable para registro (de acero con varios cables eléctricos en su interior), se ubica frente al pozo. El cable pasa por la primera roldana, fija a la parte baja de la estructura de la torre, y sube para pasar por la segunda roldana, colgada del aparejo o “travelling-block”; luego el cable es conectado a la(s) herramienta(s) a ser utilizadas en la primera bajada. Una vez verificado el correcto funcionamiento, la(s) herramienta(s) es(son) bajada(s) hasta el fondo del pozo tan rápido como sea posible sin arriesgar su seguridad ni la del pozo. El registro en sí comienza con la(s) herramienta(s) apoyadas en el fondo del pozo, para obtener el momento del despegue o “pick-up” que define la profundidad total cuando se recoge el cable. Se continúa recogiendo cable y obteniendo datos de la(s) herramienta(s) a una velocidad constante que depende de la(s) herramienta(s) en uso: de 600 a 6,000 pies por hora (ft/hr). El registro es una presentación de los datos medidos por la(s) herramienta(s), o de valores derivados de estos datos, en función de la profundidad (ocasionalmente, en función del tiempo), impreso en forma continua en papel y grabado en medio magnético, generalmente a razón de una medición a cada ½ pie de pozo. Pueden agregarse curvas auxiliares como, por ejemplo, la tensión en el cable. El diámetro típico de las herramientas de registro es de 3+5/8”, con una longitud entre 7 y 17 m, dependiendo del número de herramientas usadas. 1. 1. Memorización de curvas Cuando se utilizan herramientas con mas de un sensor, o una combinación de herramientas, el sensor mas profundo es el que define la profundidad de registro. Los otros sensores están mas arriba en el pozo, por lo que la información que registran en un cierto momento, corresponden a profundidades menores que la de referencia (la del sensor mas profundo). Cada uno de estos sensores adicionales debe disponer de un circuito electrónico de memorización, generalmente localizado en la superficie, para grabar la información en medio magnético o registrarla en papel solamente después que la(s) herramienta(s) haya(n) recorrido una distancia igual a la que separa los sensores; de esta manera, todas las curvas aparecen en profundidad (como si todas hubiesen sido registradas con todos los sensores a la misma profundidad). 2. Correlación de profundidad entre registros/herramientas Las mediciones de un registro obtenido con herramientas de múltiplos sensores, o con varias herramientas combinadas, pasan por un proceso de memorización antes de ser graficada en el registro. Debe verificarse la corrección de este proceso, a través de la correlación de profundidad o “depth-match”, ya que una 10-Nov-97

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Capítulo 3: Características Básicas de los Registros

memorización equivocada origina desplazamientos en una o mas curvas, con lo cual una misma capas aparecerá en diferentes profundidades, según que curva se observe. La misma verificación debe ser efectuada comparando curvas de registros obtenidos en diferentes bajadas al pozo. 2. 1. Registro/herramienta-base El registro de la primera herramienta bajada al pozo en un trabajo de registros es el que se toma como registro-base; generalmente es el registro de resistividad (inducción o doble-laterolog). Los registros subsiguientes deben estar en profundidad con el primero. 3. Tipos de registros Hay básicamente tres tipos de registros de pozo: los registros de campo (en papel y en medio magnético), los registros transmitidos y/o reproducidos, y los registros procesados. 3. 1. Registros de campo Estos registros a menudo son identificados por un sello o adhesivo ‘Copia de Campo’ o “Field-Print”. Es el registro original obtenido e impreso en el pozo. Cuando son obtenidos por unidades de registro computadorizadas, cada archivo o “file” está numerado cronológicamente, comenzando con el número 1 para el primer archivo. 3. 2. Registros transmitidos y/o reproducidos Los registros transmitidos y/o reproducidos (“playback-logs”) son frecuentemente identificados por un sello o adhesivo ‘Registro de Campo Transmitido’ o “Field-Transmitted-Log” para indicar que no se trata del registro original, sino que fue transmitido y luego reproducido. 3. 3. Registros procesados Estos registros incluyen los editados por la unidad de registro computadorizada, aunque esta edición no necesariamente se efectúe en el pozo; estos registros tienen cada archivo o “file” numerado, comenzando con 001. Si el registro fue procesado en un CPD (Centro de Procesamiento de Datos), generalmente está identificado por el nombre del CPD y por un número de referencia. 4. Presentación moderna de los registros de pozo Cualquiera que sea el tipo de registro, siendo moderno, debe tener las características mencionadas a continuación. 4. 1. Encabezado En el encabezado, generalmente colocado en la parte superior, al final del registro (normalmente el final del registro corresponde a la parte mas somera de la sección registrada), se identifican los datos pertinentes al registro, tales como nombre y localización del pozo, fecha y tipo de registro, tipo de herramienta utilizado y datos de calibración de la misma, nombre del responsable por el trabajo de registro y del observador, observaciones sobre particularidades ocurridas durante la operación, escala y tipo de trazo utilizado para cada curva. 4. 2. Pistas (o carriles) Página 2

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El registro en sí, está constituido por varias pistas, carriles o "tracks", uno de ellos dedicado a los números de profundidad. La presentación típica tiene tres pistas, conocidas como pista 1, 2 y 3 (de izquierda a derecha cuando el encabezado está para arriba). Algunas curvas pueden desplazarse fuera de su pista. 4. 3. Escalas de profundidad La profundidad de la medición puede estar en pies o metros, dependiendo de las unidades utilizadas por la compañía que solicitó el servicio. Una práctica común es la de presentar (o registrar simultáneamente) los registros es dos escalas de profundidad: una, mas comprimida (1:500 ó 1:1,000), generalmente utilizada para fines de correlación y otra, mas detallada (generalmente 1:200) utilizada para interpretación. La forma mas simple de identificar (o verificar) la escala de profundidad del registro es observar cuántos metros de pozo fueron registrados en 1 m de papel; la escala se obtiene de la siguiente tabla: • •

cantidad de metros de pozo registrados en 1 m de papel: escala de profundidad del registro:

40 1:40

100 1:100

200 1:200

500 1,000 1:500 1:1,000

Las líneas transversales en el registro, se denominan de líneas de profundidad. En las escalas comprimidas usadas para correlación, según la escala, aparece una línea de profundidad a cada metro o a cada 5 m (si el registro está en pies, aparece una línea a cada 2 ó 5 pies); en la escala detallada usada para interpretación, generalmente aparece una línea de profundidad a cada metro (si el registro está en pies, aparece una línea a cada 2 pies). 4. 4. Velocidad de registro La velocidad de registro es un parámetro muy importante, ya que puede afectar la calidad de la información registrada, especialmente para los registros nucleares. El valor de la velocidad de registro puede ser verificada en la línea del borde de la pista 1 de cada registro, la cual es interrumpida brevemente una vez a cada minuto. Multiplicando por 200 la cantidad de metros observados entre dos interrupciones consecutivas, se obtiene el valor de la velocidad de registro en pies/hora (ft/hr). La tabla muestra velocidades de las herramientas de registros mas tradicionales, en ft/m, ft/h y en m/min: Herramienta Inducción Inducción-GR ft/min. 100 60 ft/h 6,000 3,600 m/min. 30 18

Desnidad-Neutrón Sónico 30 60 1,800 3,600 9 18

Dipmeter 60 3,600 18

Micro-resistividad 40 2,400 12

4. 5. Grillado Se denomina de grillado o “grid” a las líneas paralelas a los bordes de las pistas; existen dos tipos de grillado utilizados en los registros modernos: el lineal (líneas con separación uniforme) y el logarítmico (líneas con separación variable según una escala logarítmica, para realzar los valores bajas y comprimir los valores altos). Estos dos tipos de grillado pueden aparecer combinados en las tres pistas, dando lugar a tres presentaciones utilizadas con frecuencia: Grillado Lin-Lin-Lin Lin-Log-Lin Lin-Log-Log 4. 6. Curvas 10-Nov-97

Pista 1 Lineal Lineal Lineal

Pista 2 Lineal Logarítmica Logarítmica

Pista 3 Lineal Lineal Logarítmica

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Utilización típica Registros de porosidad Combinación resistividad-porosidad Registros de resistividad

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Las curvas contenidas en los registros son la representación gráfica de los valores medidos por las herramientas durante la operación de registro del pozo. 4. 6. 1. Escala utilizada para cada curva La escala utilizada, indicada en el encabezado directamente en unidades de ingeniería, representa el valor de la curva en cada extremo de la pista. Algunas mediciones son fracciones o números decimales, en cuyo caso no tienen unidad. Los registros simultáneos de resistividad son presentados, en la mayoría de los casos, en la misma pista y usando la misma escala para todos ellos. Frecuentemente se utilizan curvas de relevo o "back-up" para graficar valores que se salen de la pista en la escala normal (por ejemplo, el calibrador de pozo, en una caverna); sus escalas también están en el encabezado, generalmente con una línea mas gruesa, como se muestra en la Figura 3-1, con escala de 6 a 16" para la curva principal y 16 a 26" para el relevo; la línea recta de trazos en 12+¼ representa el diámetro de la barrena.

Figura 3-1

4. 6. 2. Trazo utilizado para cada curva Los trazos que representan cada curva pueden ser elegidos (fino o grueso; continuo o de trazos o de puntos) para ayudar a identificar cada curva; el trazo utilizado para cada curva aparece en el encabezado, junto a la escala que se utilizó para la misma curva. 4. 6. 3. Nombre de cada curva Con la utilización de unidades de registro computadorizadas, se divulgó la utilización de mnemónicos o "mnemonics" para definir el nombre de cada curva; por ejemplo: CALI para el calibrador de pozo. 4. 7. Descripción de algunos registros típicos La curva de rayos gamma o GR ("Gamma-Ray"), obtenida con una herramienta que puede ser combinada con la gran mayoría de las otras herramientas de registro, generalmente es presentada en la pista 1, en escala de 0 a 100 ó 150 API. La Figura 3-2 ilustra una presentación combinada de inducción con densidad y neutrón. 4. 7. 1. Registro de inducción/sónico El registro combinado inducción/sónico presenta siguientes curvas: •

de las Figura 3-2

Pista 1; escala lineal: Curva de

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GR (opcional); curva de potencial espontáneo o SP ("Spontaneous-Potential") en lodos conductivos solamente, generalmente con 100 mv (milivolts) ocupando el ancho de la pista; curva de calibrador o CALI (opcional), generalmente en escala de 6 a 16" junto a una línea recta representando el diámetro de la barrena, denominada de BS o "Bit-Size". •

Pista 2; escala logarítmica: Curva de inducción profunda o ILD ("Induction-Log-Deep"); curva de inducción media o ILM ("Induction-Log-Medium"), si se trata de una herramienta de doble inducción; curva de resistividad esférica enfocada o SFLU ("Spherical-Focalized-Log-Unaveraged"). La escala para todas estas curvas es de 0.2 a 20 Ω·m (ohm-m). Cuando la herramienta mide mas de 20 Ω·m, la curva puede pasar a la pista 3, la cual puede estar en escala lineal; en este caso debe transportarse la escala logarítmica de la pista 2 (por ejemplo, copiándola en una hoja de papel) y sobreponerla a la escala lineal, apenas para leer los valores de la resistividad, ahora en escala de 20 a 2,000 Ω·m.



Pista 3; escala lineal: Curva de tiempo de tránsito, o DT (Delta-T), generalmente de 140 a 40 µs/ft (microseg/pie); Cuando la herramienta mide mas de 140 µs/ft, la curva puede pasar a la pista 2, la cual puede estar en escala logarítmica; en este caso debe transportarse la escala lineal de la pista 3 (por ejemplo, copiándola en una hoja de papel) y sobreponerla a la escala logarítmica, apenas para leer los valores del tiempo de tránsito, ahora en escala de 240 a 140 µs/ft. Ocasionalmente se agrega la curva de tensión del cable o TENS, en libras. Opcionalmente puede agregarse, junto al borde de una de las pistas, la curva de tiempo de tránsito integrado o TTI ("Transit-Time-Integrated"), representada por pulsos pequeños a lo largo de una línea recta, a cada 1 ms (miliseg) y un pulso grande a cada 10 ms.

4. 7. 2. Registro de doble-laterolog/micro-resistividad El registro de micro-resistividad sólo puede obtenerse en lodos conductivos. Su presentación es: •

Pista 1; escala lineal: Curva de GR (opcional); curva de potencial espontáneo o SP ("SpontaneousPotential"), en lodos conductivos solamente, generalmente con 100 mv (milivolts) ocupando el ancho de la pista; curva de calibrador o CALI, generalmente en escala de 6 a 16" junto a una línea recta representando el diámetro de la barrena, denominada de BS ("Bit-Size").



Pistas 2 y 3; escala logarítmica: Curva de laterolog profundo o LLD ("LateroLog-Deep"); curva de laterolog somero o LLS ("LateroLog-Shallow"); curva de micro-resistividad esférica enfocada o MSFL ("Micro-Spherical-Focalized-Log"), solamente en lodos conductivos. La escala para todas estas curvas es de 0.2 a 2,000 Ω·m.

4. 7. 3. Registro de lito-densidad/Neutrón Esta combinación lleva casi sistemáticamente una herramienta de rayos gamma. La presentación es: •

Pista 1; escala lineal: Curva de GR (opcional); curva de calibrador, generalmente en escala de 6 a 16" junto a una línea recta representando el diámetro de la barrena, denominada de BS ("Bit-Size").



Pista 2; escala lineal: Curva de factor fotoeléctrico, generalmente en escala de 0 a 10 barns/electrón.



Pistas 2 y 3; escala lineal: Curva de porosidad neutrón o NPHI ("Neutron-Porosity”), calibrada en matriz caliza ("limestone"), en escala de -15 a 45 pu ("porosity-units"); curva de densidad media o RHOB ("Bulk-Density"), en escala de 1.95 a 2.95 gr/cc (gramos/centímetro cúbico) o, a veces, de 1.9 a 2.9 ó de 2 a 3 gr/cc.



Pista 3; escala lineal: Curva de corrección de densidad o DRHO ("Delta-Rho"), de -0.25 a 0.25 gr/cc; ocasionalmente se agrega la curva de tensión del cable o TENS, en libras.

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5. Aplicaciones de los registros Evaluación de formaciones Detección de Zonas Sobrepresurizadas Procesamientos en el pozo Registros de sónico y densidad Procesamientos en el CPD En algunas áreas, registro de resistividad Correlación pozo a pozo Correlación agujero descubierto/pozo revestido Calibración de Sísmica Registros sónico y densidad, combinados con tiros de prueba o "check-shots" para procesar sismogramas sintéticos Calidad de la cementación Índice de adherencia o "Bond-Index" Determinación del volumen del cemento

Mecánica de Rocas Resistencia de las formaciones Gradiente de presión de fracturamiento

Acompañamiento de Yacimientos Registros de producción Análisis de presiones Registro de decaimiento de neutrones termales o TDT ("Thermal-Decay-Time")

Aplicaciones Multi-Pozo Descripción de yacimientos Mapeamiento

Trayectoria del Pozo Registro de desviación

6. Cómo y dónde efectuar lecturas en un registro Debe tomarse mucho cuidado para leer valores con fines de interpretación en los registros. En general deben elegirse zonas en las cuales todos los registros tengan lecturas estables a lo largo de un par de metros. Debe evitarse leer valores en un pico localizado de un registro, que puede no ser representativo de la formación y donde las diferencias de profundidad entre registros dificulta la identificación de los valores correspondientes en los otros registros. Las herramientas de patín, que registran en contacto con la pared del pozo, son mas sensibles a irregularidades en la pared del pozo que las herramientas centralizadas. Estas irregularidades pueden ser rugosidad en la pared del pozo y/o zonas de erosión o alargamiento del pozo con diámetro grande e irregular donde, debido a la presencia de lodo entre el patín y la formación, el registro de densidad puede mostrar valores de densidad exageradamente baja (porosidad exageradamente alta) y el registro de micro-resistividad puede mostrar valores mucho menores que los esperados en la formación. El valor indicado por el registro en la zona de interés debe ser leído en la escala mostrada en el encabezado. Frecuentemente se debe interpolar, ya que difícilmente la indicación de la curva coincidirá con una de las líneas con valor marcado en la escala. Usando como ejemplo la curva de densidad en escala de 1.95 a 2.45 gr/cc sobre la pista 2, como muestra la Figura 3-3, el valor identificado por "?" en la lectura del registro puede determinarse interpolando de la siguiente manera: •

la variación de 0.5 gr/cc (de 1.95 a 2.45 gr/cc) ocupa 10 divisiones; cada división debe valer 0.05 gr/cc;

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Figura 3-3

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Capítulo 3: Características Básicas de los Registros



la línea marcada "a", debe valer 1.95 gr/cc + 2 divisiones, o sea: 1.95 gr/cc + 2*0.05 gr/cc = 2.05 gr/cc;



la línea marcada "b", debe valer 1.95 gr/cc + 3 divisiones, o sea: 1.95 gr/cc + 3*0.05 gr/cc = 2.10 gr/cc;



el valor marcado "?" está a aproximadamente 6/10 de división a la derecha de "a" (la densidad indicada debe ser mayor que 2.05 gr/cc, correspondiente al valor "a"); como cada división vale 0.05 gr/cc, el valor marcado "?" es calculado de la siguiente manera: 2.05 gr/cc + 6/10 de 0.5 gr/cc = (2.05 + 0.03) gr/cc = 2.08 gr/cc.

Esta forma de leer valores de las curvas en los registros se aplica a todos los tipos de registros graficados en escala lineal, respetando los valores declarados en las escalas, y en poco tiempo su uso se hace rutinario. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la interpolación en escala lineal y también en escala logarítmica, tal como en los dos ejemplos presentados en las Figuras 3-4 y 3-5.

Figura 3-4

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Figura 3-5

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Capítulo 4: Registro de Potencial Espontáneo

Capítulo 4: Registro de Potencial Espontáneo

Resumen: Discusión del origen del potencial espontáneo, de la respuesta del registro, de las herramientas, de los efectos ambientales y de la interpretación. 1. Curva de SP La curva de potencial espontáneo o SP (“Spontaneous-Potential”) representa la diferencia de potencial eléctrico entre un electrodo fijo en la superficie y otro móvil dentro del pozo, medida en mv (milivolts). La escala de SP no tiene un valor cero absoluto; apenas se registran los cambios de potencial dentro del lodo al pasar la herramienta de registro frente a diferentes capas. El registro de SP puede aplicarse para: • Localizar los contactos entre capas y correlacionarlos con los otros registros • Detectar capas permeables

• Determinar la salinidad del agua de formación • Estimar el espesor de las capas • Evaluar la arcillosidad de las capas

La curva de SP se presenta normalmente en la pista 1, de manera tal que indique zonas permeables cuando está próxima del extremo inferior de la pista e indique las lutitas o “shales” cuando está próxima del extremo superior de la pista (con el encabezado a la izquierda del observador). 2. Origen del potencial espontáneo Dentro del pozo se originan potenciales eléctricos espontáneos en las interfaces entre rocas permeables e impermeables, así como en la interface entre zona virgen y zona lavada, como se muestra en la Figura 4-1; como consecuencia, se establece la circulación de corrientes eléctricas dentro de la formación, en la interface entre capas permeables e impermeables, las cuales atraviesan el lodo dentro del pozo solamente en las proximidades del contacto de estas capas. No existe ninguna corriente eléctrica dentro del pozo en el centro de una lutita; en consecuencia, la curva de SP es plana (línea-base de lutitas). Al aproximarse a un contacto entre capas, Figura 4-1 la herramienta de SP pasa por la zona de corrientes en el lodo, generadas por el potencial espontáneo; en el contacto entre capas, el flujo de corriente es máximo, así como el cambio de potencial por cm de pozo (denominado de pendiente del registro de SP). Una vez pasado el contacto entre capas, la intensidad de la corriente en el lodo disminuye hasta desaparecer, con lo que la curva de SP permanece en un valor constante, generalmente mas negativo en las zonas permeables que en las lutitas o “shales”. Al aproximarse al próximo contacto, ocurre una situación inversa a la anterior, con lo que la curva de SP regresa a la línea-base de lutitas. 10-Nov-97

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Capítulo 4: Registro de Potencial Espontáneo

El lodo en el pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las corrientes eléctricas mencionadas. Por otro lado, si el lodo es demasiado conductivo, no existirá diferencia de potencial que pueda ser detectada, ya que el lodo sería prácticamente un cortocircuito. 3. Efectos ambientales La forma de la curva de SP y la amplitud de la deflección frente a capas permeables depende de varios factores; entre ellos está la relación Rmf /Rw, el espesor h de la capa permeable y el valor Rt de su resistividad, el valor Rxo de la resistividad de la zona lavada y el valor di de su diámetro, la resistividad Rs de las formaciones adyacentes, la resistividad Rm del lodo y el diámetro dh del pozo. La lectura del registro frente a una capa permeable puede ser menor que el esperado cuando el espesor de la capa es menor que 50 veces el diámetro del pozo, especialmente si Rm es mucho menor que Rxo. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar la corrección necesaria en función de los parámetros mencionados (Figura 4-2). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. Figura 4-2

4. Herramientas de registro

No existe herramienta específica para obtener el registro de SP; ya que apenas se necesita un electrodo expuesto al lodo, conectado eléctricamente con el equipamiento de superficie, la práctica común es incluir ese electrodo en las herramientas de inducción y en las de laterolog. Normalmente, el electrodo de SP es el sensor mas profundo y, por esta razón, es el que define la profundidad de la herramienta en el pozo. 5. Interpretación En los intervalos permeables, la curva de SP se separa de la línea-base de lutitas. El sentido (a la derecha o a la izquierda de la línea-base de lutitas) y la cantidad de mv de esta separación, depende del contraste entre las resistividades Rw y Rmf. Generalmente, el valor de Rmf es conocido, por lo tanto puede usarse el registro de SP para estimar el valor Rw de la resistividad del agua de formación; esta característica puede también ser utilizada para la determinación del volumen de lutita o arcillosidad Si las salinidades (por consecuencia, también las resistividades) del filtrado y del agua de formación son de valores aproximadamente iguales, la separación de la línea-base de lutitas será cero o de unos pocos mv, dificultando la interpretación de la curva de SP para detectar capas permeables o para estimar el espesor o la arcillosidad de las capas. Sin embargo, puede indicar que las salinidades son similares. Los potenciales eléctricos espontáneos que se generan dentro del pozo, tienen origen electroquímico y electrocinético. 5. 1. Componentes electroquímicas Una de las dos componentes electroquímicas del potencial eléctrico de SP se origina en la interface entre Página 2

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capas permeables e impermeables (lutitas o “shales”), como muestra la Figura 4-1. Las lutitas son + permeables a los cationes (iones positivos) Na e impermeables a los aniones (iones negativos) Cl . Considerando la lutita expuesta a dos soluciones de diferentes salinidades, la del agua de formación y la del + filtrado, los cationes Na se moverán a través de la lutita desde la solución con mayor concentración hacia la de menor concentración, constituyendo una corriente eléctrica; se puede considerar que existe un potencial eléctrico a través de la lutita originándola y siendo que la lutita actúa como una membrana catiónica que + facilita el paso de cationes Na , se denomina este potencial de ‘potencial de membrana’. La otra componente electroquímica del potencial eléctrico de SP se origina en la interface entre la zona virgen y la zona lavada, donde el agua de formación y el filtrado están en contacto; aquí, tanto los cationes + Na como los aniones Cl están en libertad para moverse de una solución a la otra. Debido a la mayor movilidad de los aniones Cl , el resultado neto es un movimiento de cargas negativas de la solución mas concentrada hacia la menos concentrada; se puede considerar que existe un potencial eléctrico a través de la interface zona virgen/zona invadida que la origina, a la cual se denomina de potencial de juntura, el cual es aproximadamente 1/5 del potencial de membrana. El potencial electroquímico total es la suma de los dos potenciales y puede ser estimado a 75°F, en función de los valores de resistividad ‘equivalente’ del agua de formación y del filtrado, por la siguiente ecuación:

ESSP = − K ⋅log

Rmfe Rwe

(4-1)

donde: ESSP K Rmfe Rwe

es el ‘valor estático’ de SP, medido en mv es un coeficiente que depende de la temperatura es el valor ‘equivalente’ de la resistividad Rmf del filtrado es el valor ‘equivalente’ de la resistividad Rw del agua de formación

ESSP, el ‘valor estático’ de SP, es el valor que se mediría (separación de la línea-base de lutitas, en mv) si no circulase corriente (con lo cual no habría pérdida de potencial dentro de la formación); el registro se aproxima a este valor en formaciones limpias, de gran espesor. El valor típico de ESSP en lodo relativamente dulce y agua de formación salada está en el rango de -50 a -100 mv. El valor del coeficiente K puede ser determinado con las siguientes expresiones: •



si la temperatura T está en °C:

K = 65 + 0.24 ⋅ T

(4-2)

K = 61 + 0.133 ⋅ T

(4-3)

si la temperatura T está en °F:

Los ‘valores equivalentes’ de las resistividades Rmfe y Rwe son los valores que Rmf y Rw tendrían si existiese un relación directa con las actividades químicas de filtrado y del agua de formación, respectivamente. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para determinar los valores de K y de las resistividades ‘equivalentes’ Rmfe y Rwe en función de la temperatura y de los valores de Rmf y Rw. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 5. 2. Componente electrocinética La componente electrocinética, también conocida como ‘potencial de electrofiltración’ o “streaming10-Nov-97

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potential”, es producida por el flujo de un electrolito a través de un medio poroso no metálico. Su valor depende de varios factores, entre los cuales está la presión diferencial que origina el flujo del electrolito, así como la resistividad del electrolito. Existen dos componentes electrocinéticas, producidas por el movimiento del filtrado a través del enjarre y de la lutita (la cual, por ser prácticamente impermeable, permite un flujo muy pequeño de filtrado). En la práctica, estas componentes electrocinéticas del potencial espontáneo son pequeñas y en general son mucho menores que las componentes electroquímicas, por lo cual no se las considera. 5. 3. SP positiva o negativa Frecuentemente, en zonas permeables, el agua de formación es mas salada que el filtrado; la curva de SP se separa de la línea-base de lutitas hacia los valores mas negativos de SP, configurando la ‘SP negativa’. Si el agua de formación es mas dulce que el filtrado, la curva de SP se separa de la línea-base de lutitas hacia los valores mas positivos de SP, configurando la ‘SP positiva’. Cuando en formaciones limpias y permeables la curva de SP no se separa de la línea-base de lutitas, debe sospecharse que las salinidades del filtrado y del agua de formación son similares; especialmente si existe evidencia de la formación del enjarre (consecuencia de la invasión). 5. 4. Determinación del espesor de capa La pendiente de la curva de SP (medida en mv por metro de pozo) es proporcional a la intensidad de las corrientes de SP dentro del pozo. El máximo de intensidad de corriente ocurre en el contacto entre capas, donde la pendiente alcanza su valor máximo (punto de inflexión o cambio del sentido de curvatura). Este es el punto que identifica la interface o contacto entre capas, independientemente que coincida o no con el punto medio del cambio de la línea-base de arena para la línea-base de lutitas, en la curva de SP. La diferencia de las profundidades en que ocurren estos contactos, en el tope y en la base de la formación en estudio, permiten obtener el espesor de la capa. 5. 5. Formaciones de resistividad extremadamente alta Las corrientes de SP que circulan en el lodo, normalmente retornan a la formación junto a la interface entre capas. Cuando existen camadas de rocas con resistividad extremadamente alta, las corrientes de SP continúan circulando por el lodo hasta encontrar la próxima lutita o formación permeable. Este fenómeno origina patrones de líneas rectas, inclinadas, con cambio de pendiente frente a cada lutita o formación permeable, haciendo muy difícil la identificación del contacto entre capas con la curva de SP. 5. 6. Desplazamientos de la línea-base de lutitas Ocasionalmente, la línea-base de lutitas sufre desplazamientos, dificultando la determinación del valor de SSP en una capa permeable con dos líneas-base de lutita diferentes, una por encima y otra por debajo. Este fenómeno ocurre cuando dos formaciones permeables can aguas de diferentes salinidades están separadas por una lutita que no es una membrana catiónica perfecta. 5. 7. Determinación de arcillosidad En los intervalos permeables, la curva de SP se separa de la línea-base de lutitas. Esta característica puede ser utilizada para la determinación de la arcillosidad vsh (fracción del volumen total de la roca que es lutita) en las formaciones permeables, efectuando una interpolación lineal entre las lecturas de SP en lutitas o “shales” y en formaciones permeables limpias (como se trata de una aproximación, se aconseja la utilización simultánea de otros indicadores de arcillosidad):

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v shSP ≈ 1 −

ESP ESSP

(4-4)

donde: vsh ESP ESSP

es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación es la separación de la curva de SP de la línea-base de lutitas, en mv es el ‘valor estático’ de SP (referirse a la ecuación 4-1)

Es importante destacar que vsh tiene valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar la arcillosidad en porcentaje. Por ejemplo: vsh = 0.15 = 15%. 6. Anomalías en la curva de SP A continuación se destacan algunas anomalías que pueden aparecer en la curva de SP: Segregación del filtrado: Cuando una formación de alta permeabilidad, gran espesor y conteniendo agua salada es invadida por filtrado de baja salinidad, el filtrado tiende a flotar sobre el agua de formación por ser mas liviano. La invasión es muy somera en el fondo de la zona y muy profunda en el tope. La curva de SP puede mostrar una amplitud menor que la normal en el fondo de la zona. Ruido: Los siguientes son ejemplos de ruidos superpuestos a la curva de SP: •

Magnetismo: Ocasionalmente, una onda sinusoidal de pequeña amplitud se superpone a la curva de SP. Una posible causa de este efecto es la magnetización del cable de registro, que debe ser desmagnetizado periódicamente. Para utilizar un registro con este ruido, debe evitarse leer valores aumentados o disminuidos por el ruido.



Picos: Algunos picos aislados pueden aparecer en la curva de SP si existe un contacto intermitente entre la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing” y el cable de registro.



Corrientes en el pozo: Corrientes eléctricas fluyendo en la formación, cerca del electrodo de medida de SP, pueden alterar el valor medido, particularmente cuando la resistividad de la formación es alta. Estas corrientes pueden ser producidas por ‘bimetalismo’, un fenómeno que ocurre cuando dos piezas de diferentes metales están en contacto físico, sumergidas en el lodo, formado una batería débil.



Corrientes en superficie: Otras fuentes de anomalías en el registro de SP son las instalaciones de protección catódica para la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing”, las pérdidas de corriente en la torre, la proximidad de líneas de alta tensión y otras. La mayoría de estas anomalías pueden ser evitadas eligiendo cuidadosamente la posición del electrodo de superficie, frecuentemente denominado de ‘pescado’ o “fish”.

7. Determinación de la resistividad del agua de formación: ecuación de respuesta La ecuación de respuesta del registro de SP es la ecuación 4-1, de donde se puede obtener el valor de la resistividad del agua de formación Rw; el cálculo se efectúa de la siguiente forma: • • • • •

Obtener el valor de ESSP en la capa permeable Determinar Rmfe = 0.85·Rmf si la salinidad < 70,000 ppm, o con ayuda de gráficas de interpretación si la salinidad > 70,000 ppm (Figura 4-4) Determinar el valor de la relación Rmfe /Rwe con las gráficas de interpretación de SP (Figura 4-3) Calcular Rwe con el valor de la relación Rmfe /Rwe y el valor conocido de Rmfe (Figura 4-3) Determinar el valor de Rw con ayuda de las gráficas de interpretación de SP (Figura 4-4)

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Algunas de las limitaciones del método son las siguientes: • • •

El valor del potencial electrocinético, no considerado por estimarse que es muy pequeño La muestra de filtrado puede no ser representativa de las condiciones dentro del pozo Las relaciones entre Rwe y Rw y entre Rmfe y Rmf pueden no ser representativas

Se recomienda usar el valor de Rw apenas como aproximación de la resistividad del agua de formación. Si es posible, deben aplicarse otros métodos para verificar las conclusiones obtenidas.

Figura 4-3

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Figura 4-4

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Capítulo 5: Registro de Rayos Gamma

Capítulo 5: Registro de Rayos Gamma

Resumen: Discusión del origen de la radioactividad natural de las rocas, de los principios de la medición, de la respuesta de los registros, de los efectos ambientales y de la interpretación. 1. Registro de GR La curva de rayos gamma o GR (“Gamma-Ray”) representa la radioactividad natural de las formaciones y es presentada en unidades API (“American-Petroleum-Institute”); cada unidad API es definida como 1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrón constituido por una formación artificial que contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y potasio, mantenida por el API en Houston, Texas, USA. Generalmente, la curva de GR es presentada en la pista 1, junto a las curvas de SP y de calibrador, con escalas de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. Al igual que la curva de SP, la de GR tiene su escala definida de manera tal que ambas curvas indican zonas permeables cuando están próximas del extremo inferior de la pista, y ambas indican lutitas o “shales” cuando están próximas del extremo superior de la pista (con el encabezado a la izquierda del observador). Este registro es muy útil para identificar zonas permeables debido a que los elemento radioactivos mencionados tienden a concentrarse en las lutitas o “shales” (impermeables), siendo muy poco frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables). El registro de GR puede aplicarse para: • Detectar capas permeables • Evaluar minerales radioactivos • correlación con registros a pozo revestido

• Determinar la arcillosidad de las capas • Definir los minerales radioactivos • Correlación pozo a pozo

2. Origen de los rayos gamma La radioactividad natural de las formaciones proviene de los siguientes tres elementos presentes en las rocas: uranio (U), torio (Th) y potasio (K). El decaimiento de estos elemento genera la emisión continua de rayos gamma naturales, los que pueden penetrar varias pulgadas de roca y también pueden ser medidos utilizando un detector adecuado dentro del pozo, generalmente un “scintillation-detector”, con una longitud de 20 a 30 cm. Este detector genera un pulso eléctrico por cada rayo gamma observado. El parámetro registrado es el número de pulsos por segundo registrados por el detector. 3. Efectos ambientales La respuesta de la herramienta de diámetro 3+5/8” está generalmente calibrada en las condiciones de pozo de 8”, conteniendo lodo de densidad 1.2 gr/cc. La misma formación, con la misma radioactividad, en pozos de diámetro mayor y lodo mas denso (donde hay mayor absorción de rayos gamma en el lodo antes de que alcancen el detector), producirá una respuesta atenuada de la curva GR; por el contrario, en pozos de pequeño diámetro y lodo liviano, la herramienta producirá una respuesta aumentada en la curva de GR. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar la corrección en función del diámetro del pozo, peso del lodo y posicionamiento de la herramienta (centralizada o descentralizada), como muestra la Figura 5-1.

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Capítulo 5: Registro de Rayos Gamma

Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. Las correcciones son también necesarias cuando el lodo es cargado con cloruro de potasio (situación poco frecuente) para evitar la erosión y colapso de las lutitas o “shales”. Siendo el potasio radioactivo, la radioactividad del lodo generará un piso de radioactividad o “background” sobre el cual estará superpuesta la radioactividad natural de la formación. 3. 1. Variaciones estadísticas

Figura 5-1

Las variaciones estadísticas son una característica inherente a todos los registros nucleares, los cuales nunca repiten exactamente (pasando dos veces por el mismo intervalo) debido a pequeñas variaciones u oscilaciones alrededor del verdadero valor de respuesta del registro. Estas oscilaciones son variaciones aleatorias y no representan la respuesta de la formación. Al leer un registro nuclear, debe efectuarse un promedio visual sobre 1 a 1.5 m. La única excepción a esta regla es el caso de una capa de menos de 1 m de espesor, donde se debe leer el valor del pico. El origen de las variaciones estadísticas está en la naturaleza aleatoria del proceso de degradación nuclear. Los pulsos generados en el detector de rayos gamma aparecen como una secuencia aleatoria, aunque la diferencia porcentual entre el número de pulsos contados en dos intervalos de tiempo iguales será pequeña si los intervalos de tiempo son suficientemente grandes. Por esta razón, generalmente se promedian las lecturas de rayos gamma en un intervalo de tiempo de 2 seg (correspondiente a un intervalo de 1 pie de pozo cuando la velocidad del registro es de 1,800 ft/hr ó 9m/min). Esta combinación permite una buena definición de una capa de 1.3 m de espesor sin necesidad de disminuir demasiado la velocidad del registro. Si de duplica la velocidad, la definición de capas no se altera, pero las variaciones estadísticas aumentan en ½ un factor de 2 = 1.414. 4. Herramientas de registro Existen dos tipos de herramientas de rayos gamma: la tradicional, que mide la radioactividad natural total de la formación, y la de espectrometría de rayos gamma naturales. Ambas pueden registrar también una curva de localización de coples o CCL (“Casing-Collar-Locator”), que permite la correlación entre registros de agujero descubierto y de pozo revestido para el posicionamiento de las pistolas de perforación frente a las zonas de interés. La herramienta de espectrometría de rayos gamma naturales aprovecha que los rayos gamma emitidos por los tres elementos radioactivos (uranio, torio y potasio) tienen diferentes energías, para distinguir cuál de los elementos origina la radioactividad medida. 4. 1. Registro de espectrometría de rayos gamma naturales Este registro tiene un detector que permite analizar las energías de los rayos gamma detectados, discriminando el contenido de uranio, torio y potasio en la formación. Los valores medidos de uranio y torio se presentan en ppm (partes por millón) y el valor del potasio se presenta en porcentaje de peso (1% equivale a 10,000 ppm). El registro, cuando se presenta separado de los otros, generalmente tiene una curva de GR total (curva SGR) en la pista 1, en escala de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. En las pistas 2 y 3 se presentan las concentraciones de torio, uranio y potasio (curvas THOR, URAN y POTA).

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Capítulo 5: Registro de Rayos Gamma

Una presentación especialmente adecuada para ayudar en la interpretación muestra en la pista 1, en la misma escala de SGR, la curva CGR (SGR sin URAN), que facilita el cálculo de arcillosidad sin considerar el contenido de uranio (frecuentemente las lutitas o “shales” no contienen uranio). En la pista 2, en escala logarítmica, con escala de 0.2 a 20, se presentan las relaciones entre torio y potasio o TPRA (“Thorium-toPotassium-Ratio”) y entre torio y uranio o TURA (“Thorium-to-Uranium-Ratio”). En la pista 3 se presentan las tres concentraciones (torio, uranio y potasio) con el torio y potasio aumentando en direcciones opuestas, compartiendo el valor cero, para facilitar la visualización de la arcillosidad, utilizando el denominado efecto “Mae-West”. 5. Interpretación Debido a que los elementos radioactivos están generalmente concentrados en los minerales arcillosos, el registro de GR es muy utilizado en la determinación de la arcillosidad vsh (fracción lutita del volumen total de la roca) en las formaciones permeables. Básicamente se efectúa una interpolación lineal entre las lecturas de GR en formaciones limpias y lutitas o “shales” (como se trata de una aproximación, se aconseja la utilización simultánea de otros indicadores):

v shGR ≈

GRlog − GR ma GR sh − GR ma

(5-1)

donde: vsh GRlog GRma GRsh

es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación es la lectura del registro de GR en la zona de interés, en unidades API es la lectura del registro de GR en zonas limpias, en unidades API es la lectura del registro de GR en lutitas o “shales”, en unidades API

Es importante destacar que vsh tiene valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar la arcillosidad en porcentaje. Por ejemplo: vsh = 0.20 = 20%. Si el registro de GR es de espectrometría de rayos gamma naturales, puede utilizarse la curva de CGR en lugar de GR para la determinación de arcillosidad sin considerar la contribución del uranio. El registro de GR es particularmente útil en la identificación de capas permeables en casos como los de SP arredondada (capas de muy alta resistividad), SP sin carácter (resistividades similares del filtrado y del agua de formación), o cuando no puede registrarse la curva de SP (lodos a base de aceite). El registro de CGR también es útil en la detección y evaluación de minerales radioactivos, como potasio o uranio; también puede ser utilizado en la definición de depósitos de minerales no radioactivos, como carbón. Este registro es utilizado con mucha frecuencia para correlación de registros de agujero descubierto con los de pozo revestido. El registro simultáneo de la curva de GR y de CCL cuando se obtiene los registros a pozo revestido, permite el posicionamiento de las pistolas de perforación (posicionados en pozo revestido utilizando la referencia del CCL) frente a las capas de interés identificadas en agujero descubierto. Con este objetivo, es práctica común en pozo revestido combinar una herramienta de rayos gamma con el registro de control de cementación, alcanzándose el doble objetivo de verificar la calidad de la cementación de la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing” y permitir la correlación los coples obtenidos en pozo revestido con los registros de agujero descubierto. La combinabilidad de la herramienta de GR con prácticamente todas las herramientas de agujero descubierto permite un excelente medio de correlación de profundidad entre registros, utilizando las curvas de GR obtenidas con cada registro.

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Capítulo 5: Registro de Rayos Gamma

La correlación pozo a pozo es frecuentemente facilitada utilizando el registro de GR, cuando existen marcadores o "markers” radioactivos a nivel regional. 6. Determinación del espesor de capa Para definir el espesor de capa puede obtenerse una buena aproximación utilizando el espesor definido por los puntos de inflexión (cambio en la curvatura de la curva) en la transición entre los valores altos (lutitas) y bajos (capa permeable) de la curva de GR. 7. Ecuación de respuesta Considerando que la lectura de la herramienta proviene de la radioactividad de cada uno de los elementos presentes en la formación, puede escribirse la ecuación de respuesta del registro de rayos gamma para una formación, como la suma de las radioactividades de cada elemento considerado, ponderada por sus respectivos volúmenes. En el caso de una formación permeable y arcillosa, con fluidos no radioactivos en la porosidad, la ecuación de respuesta de GR es:

GRlog = v ma ⋅ GRma + v sh ⋅ GRsh

(5-2)

donde: GRlog vma GRma vsh GRsh

es la lectura del registro de GR en la zona de interés, en unidades API es volumen de matriz (formación limpia) en la formación es la lectura del registro de GR en zonas limpias, en unidades API es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación es la lectura del registro de GR en lutitas o “shales”, en unidades API

En esta ecuación, la suma de la porosidad, volumen de la matriz y volumen de lutita, constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma + v sh

(5-3)

En el caso del registro de espectrometría de rayos gamma naturales, pueden escribirse tres ecuaciones similares a la ecuación 5-2: una para el torio, otra para el potasio y, finalmente, otra para el uranio. En caso de existir fluidos radioactivos, deberá agregarse su contribución en la ecuación 5-2:

GRlog = φ ⋅ Sxo ⋅ GRw + φ ⋅ (1 − Sxo ) ⋅ GRhy + v ma ⋅ GRma + v sh ⋅ GRsh

(5-4)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado en la ecuación 5-2, con las siguientes adiciones: es el volumen de agua radioactiva en la zona lavada; φ·Sxo es la lectura del registro de GR sumergido en 100% agua radioactiva, en unidades API; GRw φ·(1-Sxo) es el volumen de hidrocarburos radioactivos en la zona lavada; es la lectura del registro de GR sumergido en 100% hidrocarburos radioactivos, en API. GRhy donde: φ·Sxo + φ·(1-Sxo) es igual a la porosidad φ. En esta ecuación, la suma de la porosidad, volumen de la matriz y volumen de lutita, constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma + v sh Página 4

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(5-5)

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Capítulo 6: Registros de Resistividad

Capítulo 6: Registros de Resistividad

Resumen: Análisis de las características y respuesta de las herramientas de resistividad y microresistividad. Definición de los efectos ambientales y de invasión. Evaluación del diámetro de invasión y determinación de las verdaderas resistividades de la formación. 1. Registros de resistividad Los registros de resistividad, por oposición a los de micro-resistividad, tienen gran profundidad de investigación y reducida resolución vertical; son los registros utilizados para determinar la verdadera resistividad de la zona virgen (para lo cual utilizan la información obtenida por los registros de microresistividad) y se los denomina de ‘registros de resistividad profunda’. Existen dos tipos básicos de herramientas de resistividad profunda: las de inducción y las de laterolog. Los registros de resistividad profunda pueden ser utilizados para: • Detección rápida de hidrocarburos • Determinación del diámetro de invasión • Determinación del espesor de capas

• Determinación de la saturación de agua • Determinación de la resistividad del agua • Correlación con otros registros/otros pozos

Todos los registros de resistividad profunda incluyen la obtención de una curva de potencial espontáneo o SP (“Spontaneous-Potential”) y pueden combinarse con herramientas de rayos gamma. 1. 1. Registro de inducción El registro de inducción mide la conductividad de la 2 formación, expresada en mho-m/m , simplificado para mho/m; en la práctica, por ser esta unidad muy grande, se utiliza frecuentemente el milésimo de mho/m o milimho/m. Esta unidad se expresa en el día a día como ‘milimho’. Para ser coherente con los otros registros de resistividad, a partir de la conductividad se genera su recíproca, la resistividad, medida en ohm2 m /m, simplificado para Ω·m (ohm-m).

Figura 6-2 10-Nov-97

Existe la siguiente relación Figura 6-1 entre un valor C de conductividad expresada en milimho y el valor de la resistividad R correspondiente expresada en Ω·m: Capítulo 6 con 8 Páginas

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Capítulo 6: Registros de Resistividad R=

1000 , C

(6-1)

La herramienta de inducción (Figura 6-1) contiene un arreglo de bobinas eléctricas aisladas en un cuerpo no conductivo de fibra de vidrio y alimentado por un oscilador de corriente constante, la que genera un campo magnético alrededor de la herramienta que, a su vez, induce corrientes en la formación con intensidades que dependen de su conductividad (o resistividad). La corriente que circula en anillos concéntricos alrededor de la herramienta, en la formación, genera un segundo campo magnético proporcional a la intensidad de las corrientes en la formación (y, por consecuencia, proporcional a la conductividad de la formación), que es detectado por el arreglo de bobinas receptoras en la herramienta. Esta información obtenida por las bobinas receptoras en la herramienta es enviada a la superficie, donde es convertida en valores de conductividad, con mnemónico CILD, y de resistividad, con mnemónico ILD. En el cuerpo de la sonda existen electrodos que envían corriente a la formación para obtener el registro de resistividad esférica enfocada o SFL (“Spherical-Focalized-Log”), además de un electrodo para la obtención del registro de potencial espontáneo o SP (“Spontaneous-Potential”). Las herramientas de inducción modernas tienen arreglos de bobinas que permiten simultáneamente medir una segunda curva de conductividad con menor profundidad de investigación, con mnemónico CILM, generando una resistividad somera, con mnemónico ILM. Esta doble configuración es la que justifica el nombre de doble-inducción o DIT (“Dual-Induction-Tool”) de estas herramientas. La Figura 6-2 muestra una combinación de herramientas. Algunas características de la herramienta de inducción (o de doble-inducción) son: • Funciona en lodos no conductivos o en pozos perforados con aire • Combinable con otras herramientas (micro-resistividad, porosidad, GR)

• Adecuada para formaciones de bajas resistividades (menores que 100 Ω·m) • Adecuada para capas de mas de 6 ft de espesor

En el Capítulo 3 se discute la presentación del registro de doble-inducción. 1. 1. 1. Registro de resistividad esférica enfocada El registro de resistividad esférica enfocada o SFL (“SphericalFocalized-Log”) es obtenido utilizando un arreglo de electrodos que existen en el cuerpo de la sonda de doble-inducción; por ellos se envía corriente a la formación para obtener la información de SFL. 1. 2. Registro de laterolog El registro de laterolog mide la resistividad de la formación en 2 ohm-m /m, simplificado para Ω·m (ohm-m), presentada generalmente en escala logarítmica en las pistas 2 y 3, en escala de 0.2 a 2,000 Ω·m. La herramienta (Figura 6-3) tiene electrodos de corriente y de medición; los electrodos de corriente fuerzan la circulación de

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Figura 6-3

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corriente eléctrica dentro de la formación enfocándola radialmente y limitándola dentro de un espesor de aproximadamente 2 ft. Midiendo el potencial eléctrico necesario para generar la corriente de medida, puede obtenerse la resistividad de la formación. El conjunto de electrodos mencionados está configurado de tal manera que enfoca la corriente para que penetre lo mas profundo posible dentro de la formación, midiendo la resistividad profunda, con mnemónico LLD. Otro generador de corriente está conectado a este mismo conjunto de electrodos, utilizándolos con otra configuración de electrodos de corriente y de medición, de manera que la corriente eléctrica enviada por esta segunda configuración pierda el enfoque relativamente rápido, así evitando penetrar en la formación tan profundamente como la medida de LLD, pero penetrando mas profundo que las herramientas de micro-resistividad; así se mide la resistividad somera, con mnemónico LLS. Esta doble configuración es la que justifica el nombre de doble-laterolog o DLT (“Dual-Laterolog-Tool”) de esta herramienta. La Figura 6-4 muestra una combinación de herramientas. Algunas características de la herramienta de doble-laterolog son: • Amplio rango dinámico, de 0.2 a 20,000 Ω·m Utilizable en lodo de salinidad media y alta • Lectura confiable en altos contrastes Rt /Rm;

Figura 6-4

• Combinable con otras herramientas (micro-resistividad, porosidad, GR) • Resolución vertical de aproximadamente 2 ft

En el Capítulo 3 se discute la presentación del registro de doble-laterolog. 1. 3. Efectos ambientales Todos los registros mencionados (ambos registros de inducción, ILM e ILD, ambos registros de laterolog, LLD y LLS, y el registro de SFL) son afectados por la resistividad del lodo y de las capas adyacentes, por el diámetro del pozo, por el espesor de la capa medida y por la posición de la herramienta en el pozo. Existen gráficas que permiten corregir estos efectos comunes a todos los registros mencionados, así como para corregir los siguientes efectos particulares (las Figuras 6-5, 6-6 y 6-7 muestran algunos ejemplos): •

efectos del espesor de la capa medida sobre los registros de ILD e ILM.



Figura 6-5 efectos de la resistividad de las capas adyacentes sobre los registros de LLD y LLM; estas capas alteran la distribución de las líneas de corriente de acuerdo al contraste de resistividades y al espesor de la capa medida, así alterando el valor de la resistividad medida en la capa de interés.

Todas estas correcciones están incorporadas en programas de computadora y el intérprete debe apenas verificar los parámetros de entrada y las correcciones efectuadas por la computadora.

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Figura 6-6 Figura 6-7 El valor de la resistividad del lodo, necesario para efectuar estas correcciones y generalmente disponible a condiciones de superficie, debe ser convertido a las condiciones de la zona en estudio. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar las correcciones necesarias en función de los parámetros mencionados. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 1. 3. 1. Otros efectos que influencian las mediciones El registro de resistividad profunda LLD de laterolog es particularmente sensible al efecto Groningen. Este efecto se produce cuando la herramienta se aproxima a una capa de resistividad infinita; en estas condiciones, la herramienta no consigue mantener el enfoque de la corriente (la cual debe regresar a superficie), con lo cual se observa un aumento progresivo de la resistividad medida. El efecto desaparece completamente cuando la capa de resistividad infinita queda por debajo de la herramienta. 2. Registros de micro-resistividad Los registros de micro-resistividad se caracterizan por ser obtenidos a través de patines apoyados contra la pared del pozo, con configuraciones de electrodos que tienen pequeña profundidad de investigación y una buena resolución vertical, como muestra la Figura 6-8. Algunas aplicaciones de los registros de micro-resistividad, utilizados junto a los registros de resistividad media y profunda, son: • • • • Página 4

Determinación de hidrocarburos móviles Determinación de la resistividad del filtrado Determinación de la resistividad del lodo Corregir la resistividad profunda por invasión

• Corregir los registros de porosidad por efectos de hidrocarburos livianos • Determinación del espesor del enjarre • Determinación de la saturación Sxo

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2. 1. Registro de micro-resistividad esférica enfocada El registro de micro-resistividad esférica enfocada o MSFL (“Micro-Spherical-Focalized-Log”) generalmente es obtenido en combinación con otros registros. La medición es efectuada por un patín con un arreglo de electrodos presionado contra la pared del pozo por un brazo mecánico en la generatriz opuesta, lo que permite obtener la medición del diámetro del pozo o “caliper”. Esta medición es denominada de ‘calibrador de dos brazos’ y se caracteriza por medir generalmente el diámetro mayor del pozo. La configuración de electrodos en el patín enfoca la corriente enviada a la formación de tal forma que se investigan apenas unas pocas pulgadas dentro de la formación, lo que permite obtener información de la zona lavada. 2. 2. Registro de micro-laterolog El registro de micro-laterolog o MLL (“Micro-LateroLog”), predecesor del registro de MSFL, tiene una profundidad de Figura 6-8 investigación de aproximadamente 4”, siendo adecuado en caso de enjarre no muy gruesos (espesor menor que 3/8”). Con esta herramienta se obtiene también un registro de microlog o ML (“MicroLog”), explicado en el párrafo 2.4 de este Capítulo. 2. 3. Registro de proximidad El registro de proximidad o PL (“Proximity-Log”), también predecesor del registro de MSFL, tiene una profundidad de investigación mayor que la del MLL, por lo tanto es adecuado en casos de enjarre de mayor espesor. Como consecuencia de su mayor profundidad de investigación, puede ser afectado por la resistividad Rt en casos de diámetro de invasión pequeño. Con esta herramienta se obtiene también un registro de microlog o ML (“MicroLog”), explicado en el siguiente párrafo. 2. 4. Registro de microlog El registro de microlog o ML (“MicroLog”) fue el primer registro de contacto con la pared del pozo. Actualmente puede ser obtenido en combinación con el registro de propagación de onda electromagnética, ambos con excelente resolución vertical. El patín de ML contiene tres pequeños electrodos alineados verticalmente, separados entre sí por 1”, los que permiten dos mediciones con diferentes profundidades de investigación, obteniendo información del enjarre (si existe enjarre) y de un pequeño volumen de formación inmediatamente detrás del enjarre. Estas dos mediciones constituyen un excelente indicador de presencia de invasión y por lo tanto, de permeabilidad en la zona en estudio. Las curvas de resistividad medidas son la R1x1 o microinversa y la R2 o normal, con profundidad de investigación mayor que la microinversa y por lo tanto, midiendo una resistividad mayor (la resistividad del enjarre es levemente mayor que la del lodo y, generalmente, mucho menor que la resistividad de la zona lavada). Esta separación R2 > R1x1 es denominada de ‘separación positiva’.

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La interpretación utilizando gráficas provistas por las compañías de servicios de registros permiten evaluar el espesor hmc del enjarre, así como el valor de la resistividad Rxo de la zona lavada. 2. 5. Efectos ambientales Todos los registros de micro-resistividad (MLL, PL, MSFL) son afectados y deben ser corregidos por el espesor y la resistividad del enjarre. La presencia de lodo frente al patín, en caso de mal contacto del patín con la formación, afecta todos los registros de micro-resistividad. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar las correcciones necesarias en función de los parámetros mencionados (Figuras 6-9 y 610). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

Figura 6-9

Figura 6-10

3. Interpretación El valor de la resistividad profunda después de corregido por condiciones ambientales, puede ser tomado en primera aproximación como representativo de la resistividad Rt de la zona virgen. Sin embargo, es necesario verificar que el diámetro de invasión no sea excesivamente alto para que no exista necesidad de corregir también por efecto de invasión. Las Figuras 6-11 y 6-12 muestran ejemplos de patrones de invasión y de resistividad en las proximidades del pozo. Como regla práctica puede decirse que después de corregir los efectos de las condiciones ambientales, para diámetros de invasión mayores que 40”, los registros de micro-resistividad no necesitan corrección por invasión, indicando el valor de resistividad Rxo de la zona lavada. Cuando el diámetro de invasión es menor que 40”, el registro de inducción no necesita de corrección por efecto de invasión, indicando el valor de la resistividad Rt de la zona virgen. El registro de laterolog siempre necesita corrección por invasión. 3. 1. 1. Determinación del diámetro de invasión y de las verdaderas resistividades de la roca Esta corrección puede hacerse cuando se dispone de tres curvas de resistividad: una micro-resistividad, una resistividad media y una profunda. Para ello, se utilizan las gráficas denominadas de ‘tornado’, donde entrando con las lecturas de los tres registros de resistividad mencionados, se obtienen los valores del diámetro di de invasión, de la resistividad Rxo de la zona lavada y de la resistividad Rt de la zona virgen. Página 6

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Cabe destacar que la mayoría de estas gráficas se refieren a condiciones del patrón de invasión (no existe anillo o “annulus” ni zona de transición) que no siempre son representativas de las condiciones reales.

Figura 6-12

Figura 6-11 Las compañías que prestan servicios de registros publican las gráficas ‘tornado’ para determinar el diámetro de invasión y las verdaderas resistividades de la roca (Figura 6-13). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 3. 1. 2. Uso de la resistividad de la zona lavada para corregir la resistividad profunda por invasión Puede expresarse la lectura del registro de resistividad profunda LLD de laterolog, después de corregido por condiciones ambientales, como compuesto por dos contribuciones: una proveniente de la zona lavada (idealizada como un cilindro de diámetro di igual al diámetro de invasión) y la otra proveniente de la zona virgen, fuera de este cilindro. Este modelo permite representar la lectura del registro como la suma de dos resistividades en serie:

LLD = J ⋅ Rxo + (1 − J ) ⋅ Rt

(6-2)

Este modelo representando la lectura del registro como la suma de dos resistividades en serie no puede ser aplicado a la herramienta de inducción, ya que ésta mide conductividad; sin embargo, el mismo concepto puede aplicarse con un modelo que represente la lectura del registro como la suma de dos conductividades en paralelo, donde CILD = 1/ILD es la conductividad medida por la herramienta de inducción:

CILD = 10-Nov-97

1 1 1− G = + ILD Rxo Rt

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Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para de los coeficientes J y G en función de diámetro di de invasión, que permiten calcular el valor de la resistividad Rt cuando se conocen los valores de la resistividad LLD (o ILD) y Rxo Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 3. 1. 3. Ecuación de respuesta para las resistividades de las zonas lavada y virgen Las ecuaciones de respuesta para las resistividades de las zonas lavada y virgen son las ecuaciones de saturación (ecuaciones 2-24 a 2-28a), las que expresan la resistividad de la zona en función de las resistividades de los fluidos y minerales conductivos (lutita) y de sus volúmenes en la formación. Lamentablemente estas ecuaciones no son lineales, lo que las hace de difícil solución para el cálculo manual. Por esta razón, frecuentemente se adoptan los exponentes igual a 2 y las raíces cuadradas para facilitar los cálculos. 4. Comparación inducción - laterolog La herramienta de doble-inducción es recomendada para formaciones de baja resistividad (menores que 100 Ω·m) y para pozos con lodos no conductivos, ya que en ellos no puede obtenerse el registro de doble-laterolog. La herramienta de doble-laterolog es adecuada para formaciones de altas resistividades y para pozos con Figura 6-13 lodos de muy alta salinidad, donde el registro de inducción tendría un efecto ambiental muy grande, proveniente de la alta conductividad del lodo.

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Capítulo 7: Registros de Porosidad

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Resumen: Discusión de las características de las herramientas de porosidad (sónico, lito-densidad, neutrón y propagación electromagnética), de los principios físicos de cada medición y de la respuesta de los registros; corrección de efectos ambientales, efectos de hidrocarburos livianos y efectos de arcillosidad; interpretación de los registros de porosidad. 1. Registro sónico El registro sónico compensado o BHC (“Bore-Hole-Compensated”) mide el tiempo de tránsito, también denominado de “slowness” y representado por ∆t, de una onda acústica en la formación, en µs/ft (microseg por pie), generalmente presentado en las pistas 2 y 3, en escala de 40 a 140 µs/ft, con mnemónico DT; para ello, un transmisor en la herramienta genera una onda que se propaga por el lodo, alcanza las paredes del pozo y continúa propagándose por ellas. Los efectos de esta propagación son detectados por dos receptores en la herramienta de registro, generalmente a 3 y 5 pies del transmisor; la diferencia de tiempos observada (medidos desde el momento del disparo del transmisor), dividida por los 2 pies que separan los receptores, determina el tiempo de tránsito de la formación. 1. 1. Principio de la medición Existe dos tipos principales de propagación de la energía acústica en un medio sólido que pueden ser registrados por la herramienta de registro: las ondas compresionales , también denominadas de ondas ‘P’, y las de cizallamiento, también denominadas de ondas ‘S’ o “shear-waves”. Las ondas compresionales son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio oscilando en la dirección de propagación de la onda; las de cizallamiento son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio oscilando en dirección perpendicular a la de propagación de la onda: Tipo de Onda Compresional Cizallamiento

Dirección de propagación de la onda ! !

Dirección de oscilación de las partículas del medio ↔ b

La velocidad de propagación de las ondas compresionales es de 1.6 a 2.4 veces mas rápida que las de cizallamiento. Los fluidos no pueden transmitir ondas de cizallamiento; sin embargo, ondas compresionales transmitidas por el lodo pueden originar ondas de cizallamiento en la formación que, posteriormente originan ondas compresionales en el lodo; un receptor en el pozo que detecte estas últimas ondas permite visualizar el efecto de las ondas de cizallamiento en la formación. La medición de las ondas de cizallamiento junto con las compresionales, permite evaluar las propiedades mecánicas de las rocas. Otros tipos de propagación de ondas acústicas son las ondas Rayleigh y las ondas Stoneley. La onda Rayleigh se propaga en la interface lodo-formación, con una velocidad levemente inferior a la velocidad de la onda “shear” y se atenúa rápidamente. La onda Stoneley se propaga en el lodo, por interacción entre el lodo y la formación; es una energía de baja frecuencia que sufre muy poca atenuación, facilitando su detección por la herramienta de registro. Pueden existir varios frentes de onda, viajando por diferentes caminos desde el transmisor hasta el receptor en la herramienta de registro; cada receptor en la herramienta registra una onda que representa la combinación de todos los diferentes modos de propagación.

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La herramienta básica de sónico tiene un transmisor y dos receptores, generalmente a 3 y 5 pies del transmisor; el transmisor es disparado varias veces por segundo y a cada disparo se genera una onda acústica que se propaga por el lodo en todas direcciones. Cada vez que un frente de onda llega a la pared del pozo, dependiendo del ángulo de incidencia, parte de la energía es reflejada, parte es refractada, otra parte viaja como onda compresional y/o cizallamiento. Para la determinación del tiempo de tránsito ∆t de la formación, se detecta la primera llegada de energía inmediatamente después del disparo del transmisor; esta primera llegada corresponde a una onda compresional (es mas rápida que las otras ondas) que viaja por el camino mas rápido (puede demostrarse que este camino va del transmisor a la formación con un ángulo de incidencia de aproximadamente 45° de la horizontal, continua por la pared Courtesy Schlumberger del pozo y atraviesa el lodo hasta el receptor con una Figura 7-1 inclinación similar a la anterior). Para cada disparo del transmisor, la diferencia de tiempo entre las primeras llegadas observadas en dos receptores separados entre sí por dos pies, dividida por estos 2 pies, es el valor del tiempo de tránsito ∆t (compresional) de la formación. Si por cualquier motivo un receptor no consigue detectar la primera llegada, después de algunos microsegundos detectará la siguiente (la del segundo frente de onda mas rápido), con lo que se produce un ‘salto de ciclo’ o “cycle-skipping” en la curva de ∆t registrada. Esta configuración de un transmisor y dos receptores obtendría una curva de ∆t afectada por variaciones del tamaño del pozo; para compensar este efecto se utiliza una segunda configuración invertida de un transmisor y dos receptores, de tal modo que en ambas mediciones se investiguen los mismos 2 pies de formación (Figura 7-1). Las variaciones de tamaño del pozo afectarán a ambas configuraciones, en exceso a una y en defecto a la otra, con lo cual el promedio de las dos mediciones es el ∆t de la formación, ya compensado por estos efectos; por esta razón esta herramienta es denominada de ‘registro sónico compensado’ o BHC (“Bore-Hole-Compensated”). 1. 2. Herramientas de registro; profundidad de investigación y definición vertical La medición del tiempo de tránsito ∆t de la formación con la herramienta BHC tiene muy poca profundidad de investigación (del orden de 1 a 2”); como aproximación se dice que el número que representa la separación transmisor-receptor, en pies, es el número de pulgadas de la profundidad de investigación. Considerando que la zona entre 1 y 2” de la pared del pozo está frecuentemente alterada por la perforación, es interesante disponer de mayores espaciamientos transmisor-receptor para tener una medición mas profunda, en la zona que (aunque lavada por el filtrado de lodo en los intervalos permeables) no haya sido alterada por la perforación. Por esta razón, además de las herramientas convencionales con espaciamientos transmisor-receptor de 3 y 5 pies, también existen herramientas de ‘espaciamiento largo’, con 7, 8, 9, 10 y 12 pies entre transmisor y receptor. Estas herramientas generalmente permiten combinar diferentes transmisores y receptores para obtener registros con el espaciamiento adecuado a las necesidades de cada pozo. También es frecuente utilizar memorias electrónicas para efectuar la compensación memorizada (en vez de instantánea, como en el registro BHC) combinando una configuración transmisor-receptor para medir un intervalo de 2 pies, midiendo el mismo intervalo 2 pies mas tarde (después que la herramienta se mueva algunos metros dentro Página 2

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del pozo) con otra configuración transmisor-receptor. Esta forma de obtener la compensación se denomina ‘compensación por profundidad’ o “depth-derived-compensation”. También existe un arreglo de receptores separados entre sí por ½ pie, que puede ser conectado encima de la sonda de sónico para obtener registros mas sofisticados como, el de la onda de cizallamiento. La definición vertical del registro sónico depende del espaciamiento entre los receptores utilizados en la determinación del ∆t de la formación; para el registro BHC normal es del orden de 60 cm (2 ft). 1. 2. 1. Tiempo de tránsito integrado El tiempo de tránsito ∆t de la formación puede integrarse a lo largo del pozo, comenzando en el fondo (sumando los resultados de multiplicar los µs/ft observados en cada pie de pozo por la distancia de 1 pie considerada), con lo que se obtienen µs desde el fondo del pozo hasta cualquier profundidad; los resultados se presentan como pulsos pequeños para cada 1 ms y pulsos grandes para cada 10 ms de ‘tiempo de tránsito integrado’ o TTI (“Transit-Time-Integrated”). Estos datos son fundamentales para verificar la sísmica de superficie y para estos fines se prefiere una herramienta de sónico de espaciamiento largo por efectuar una medida de mejor calidad ya que, debido a su mayor profundidad de investigación, presenta menor riesgo de medir en la zona alterada por la perforación. 1. 3. Relaciones entre los valores de tiempo de tránsito y la porosidad: ecuaciones de respuesta El registro sónico, generalmente tiene una repetición excelente al pasar dos veces por el mismo intervalo, lo que prácticamente elimina la incerteza sobre el valor exacto del ∆t de la formación. Sin embargo, para interpretar la lectura de ∆t en términos de porosidad existen por lo menos dos ecuaciones de respuesta diferentes, ambas empíricas; esto significa que existe una incerteza sobre la relación existente entre el ∆t medido y la porosidad de la formación. Las dos ecuaciones de respuesta referidas son la de Wyllie y la de Raymer-Hunt. 1. 3. 1. Ecuación de respuesta de Wyllie La ecuación de respuesta de Wyllie es la mas utilizada y establece una relación lineal entre el tiempo de tránsito ∆t medido y la porosidad φ de la formación; según este modelo, el ∆t de la formación es la suma de los ∆t‘s de cada elemento ponderados por sus volúmenes en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 5 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

∆t log = φ ⋅ ∆t mf + v ma ⋅ ∆t ma

(7-1)

donde: ∆tlog φ ∆tmf vma ∆tma

es el tiempo de tránsito medido por el registro sónico, en µs/ft es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 es el tiempo de tránsito del filtrado, generalmente 189 µs/ft es el volumen de matriz en la formación, 0 ≤ vma ≤ 1 es el tiempo de tránsito de la matriz, 43 µs/ft ≤ ∆tma ≤ 55 µs/ft

En esta ecuación, la porosidad y el volumen de matriz constituyen el total de la roca, y por lo tanto se debe cumplir que: 1 = φ + v ma (7-2) Recordando el concepto de porosidad aparente, tratado en el párrafo 4.1.1 del Capítulo 2, puede identificarse la porosidad en las ecuaciones 7-1 y 7-2 como siendo la ‘porosidad aparente de sónico’, la cual puede obtenerse substituyendo en la ecuación 7-1 la expresión de vma obtenida de la ecuación 7-2:

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φ Sa =

∆t log − ∆t ma

(7-3)

∆t mf − ∆t ma

En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones 7-1 y 7-2 se modifican de la siguiente manera:

∆t log = φ ⋅ ∆t mf + v ma ⋅ ∆t ma + v sh ⋅ ∆t sh

(7-1a)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado en la ecuación 7-1, con las siguientes adiciones: vsh ∆tsh

es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación, 0 ≤ vsh ≤ 1 es el tiempo de tránsito de la lutita, generalmente entre 80 y 130 µs/ft

En esta ecuación, la porosidad, el volumen de matriz y el de lutita constituyen el total de la roca, y por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma + v sh

(7-2a)

La ecuación de Wyllie es válida en las siguientes condiciones: • Porosidad intergranular uniforme • Formaciones limpias (sin lutitas o “shales”)

• Formaciones acuíferas • Formaciones compactadas

1. 3. 2. Ecuación de respuesta de Raymer-Hunt La ecuación de respuesta de Raymer-Hunt establece una relación de segundo grado entre el tiempo de tránsito ∆t medido y la porosidad φ de la formación, que puede dar mejores resultados en zonas con porosidades variando entre valores bajos y altos, pero mas difícil de utilizar en cálculos manuales. En el caso de una formación limpia es:

v2 1 φ = + ma ∆t log ∆t mf ∆t ma

(7-4)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado en la ecuación 7-1. En esta ecuación, la porosidad y el volumen de matriz constituyen el total de la roca, y por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma

(7-4a)

1. 4. Efectos ambientales No existe necesidad de aplicar correcciones por efectos ambientales al registro sónico BHC; sin embargo, el registro puede estar afectado por alteración de la formación en las proximidades de la pared del pozo, lo que altera el valor del tiempo de tránsito ∆t medido. Una herramienta de sónico con espaciamiento largo genera un registro prácticamente libre de este efecto. 1. 5. Otros factores que influencian la medición Compactación: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas son independientes de la compactación si la roca está sometida a una presión suficientemente alta (varios miles de psi); si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones someras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido es mas alto que lo esperado, indicando valores de Página 4

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porosidad aparente mayores que la verdadera porosidad. En estos casos puede estimarse la verdadera porosidad dividiendo la porosidad aparente por un factor de compactación Cp > 1. •

Si existen registros de densidad y neutrón, el factor de compactación puede ser determinado en cada nivel como Cp = φS/φDN



Si no existen otros registros de porosidad y ∆tsh > 100 µs/ft, puede estimarse Cp ≈ ∆tsh /100



En el caso anterior, si ∆tsh < 100 µs/ft, se asume que la formación no está afectada por falta de compactación y se toma Cp = 1.

Arcillosidad: Las lecturas del registro sónico en lutitas o “shales” puede variar entre 70 y 130 µs/ft; el efecto de la presencia de lutita en la formación depende del contraste entre el tiempo de tránsito medido en las lutitas o “shales” y el de la formación limpia. Hidrocarburos: La presencia de hidrocarburos en la roca-almacén generalmente no afecta la medición del tiempo de tránsito en formaciones compactadas; en formaciones no compactadas existe efecto de hidrocarburos, pero no existe una corrección que pueda ser aplicada. Fracturas y vúgulos: La presencia de fracturas y vúgulos en la formación produce efectos muy pequeños en el tiempo de tránsito medido por el registro, por lo que se obtienen valores de porosidad menores que los reales (se dice que el registro no ve las fracturas y vúgulos). Aprovechando este efecto puede definirse un ‘indicador de porosidad secundaria’ o SPI (“Secondary-Porosity-Index”) como la diferencia entre la porosidad densidad-neutrón y la porosidad sónico:

SPI = φ DN − φS

(7-5)

Efectos del pozo: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar la energía de sónico; cuando el nivel está bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encima del nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de diámetro grande, es la atenuación de la intensidad de la onda, lo que dificulta la detección por el transmisor mas lejano y puede originar ‘saltos de ciclo’ o “cycle-skipping”. 2. Registro de lito-densidad El registro de lito-densidad o LDT (“Lito-Density-Tool”) mide la densidad media de la formación ρb en gr/cc, así como su factor fotoeléctrico Pef en barns/electrón, en las proximidades de la pared del pozo. Para ello, una fuente radioactiva es colocada en la sonda antes de bajar al pozo. La radioactividad que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a pocas pulgadas de la fuente, en la herramienta de registro, permite determinar los parámetros mencionados. La curva de densidad es presentada en las pistas 2 y 3 en escala coherente la de neutrón, generalmente de 1.95 a 2.95 gr/cc, con mnemónico RHOB. El factor fotoeléctrico se presenta generalmente en la pista 2 en escala de 0 a 10 barns/electrón, con mnemónico PEF. 2. 1. Principio de la medición La fuente radioactiva natural emite rayos gamma de alta energía dentro de la formación, ya que el patín de la herramienta de densidad se apoya en la pared del pozo para registrar. Existen tres tipos de interacción entre los rayos gamma y la formación: el ‘efecto fotoeléctrico’ que ocurre con los rayos gamma de baja energía; la ‘dispersión Compton’ que ocurre a niveles de energía intermedios; y, por último, la ‘generación de pares’ que ocurre con rayos gamma de muy alta energía. La dispersión Compton ocurre cuando la energía de los rayos gamma de la fuente tiene valores entre 75 keV (kiloelectrón-Volt) y 2 MeV (Megaelectrón-Volt). En este tipo de interacción los rayos gamma pierden energía por colisión con los electrones de los átomos de la formación hasta que, finalmente, son absorbidos. 10-Nov-97

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El número de rayos gamma encontrados en la formación depende del número de electrones disponibles para colisiones, permitiendo determinar la densidad electrónica o el número de electrones por unidad de volumen. Puede deducirse una relación entre la densidad electrónica ρe (en electrones/cc) y la densidad media de la formación ρb (en gr/cc):

ρb =

(

ρe 2Z

A)

(7-6)

donde:

ρb ρe Z A

es el valor de la densidad media de un elemento, medida en gr/cc es el valor de la densidad electrónica del mismo elemento, medida en electrones/cc es el número atómico del elemento (número de protones en el núcleo del átomo) es el peso atómico del mismo elemento

Para la mayoría de los minerales encontrados en las formaciones, el valor 2Z/A es aproximadamente igual a 1; por lo tanto en general puede asumirse que ρb ≈ ρe lo que significa que la densidad electrónica medida es prácticamente igual a la densidad media de la formación. 2. 2. Herramientas de registro, profundidad de investigación y definición vertical La primera herramienta de registro de densidad tenía una fuente de Cesium-137 con una intensidad de 1.5 Curie y energía de 662 keV, con un detector apoyado en la pared del pozo. El patín era ‘colimado’ u orientado para concentrar la emisión de rayos gamma en una dirección preferencial dirigida a la pared del pozo. El detector estaba ubicado a una distancia de aproximadamente 30 cm encima de la fuente. El registro obtenido con esta herramienta es afectado por la rugosidad o irregularidades en la pared del pozo, que permiten la presencia de lodo entre el patín y la formación. La siguiente generación de herramientas incluía un segundo detector entre la fuente y el detector anterior (Figura 7-2); el espaciamiento corto entre la fuente y este nuevo detector permite investigar principalmente el enjarre, indicando valores de densidad diferentes al de la formación dependiendo de la densidad del enjarre. La diferencia de densidades obtenidas por los dos detectores permite efectuar una corrección automática a la lectura del detector lejano para obtener la densidad de la formación sin el efecto de la presencia de enjarre entre el patín y la formación. Se presentan las curvas de densidad media ρb corregida por enjarre con mnemónico RHOB y la corrección aplicada ∆ρ con mnemónico DRHO, ambas en gr/cc.

Courtesy Schlumberger

Figura 7-2

Las herramientas modernas, denominadas de lito-densidad, utilizan detectores mas sensibles los que además de contar los rayos gamma también permiten detectar su nivel de energía: los rayos gamma de alta energía son utilizados para medir la densidad y la corrección aplicada tal como se explicó; los rayos gamma de baja energía permiten obtener la curva de efecto fotoeléctrico Pef en la formación en barns/electrón con mnemónico PEF, la cual indica la litología de la formación. La profundidad de investigación del registro de densidad es de aproximadamente 30 cm, similar la su definición vertical. Página 6

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2. 3. Relación entre densidad y porosidad: ecuación de respuesta La densidad ρb de una formación limpia y acuífera puede obtenerse como la suma de las densidades de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 30 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

ρb log = φ ⋅ ρb mf + v ma ⋅ ρb ma

(7-7)

donde: ρblog φ ρbmf vma ρbma

es la densidad de la formación, en gr/cc es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 es la densidad del filtrado en la zona investigada por el registro (ρbmf ≈ 1.1 gr/cc) es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, 0 ≤ vma ≤ 1 es la densidad de la matriz limpia, en gr/cc (2.65 gr/cc ≤ ρbma ≤ 2.87 gr/cc)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma

(7-8)

Combinando las ecuaciones 7-7 y 7-8 puede obtenerse la porosidad aparente de densidad φDa para la formación limpia y acuífera (ver el párrafo 4.1.1 del Capítulo 2) como:

φ Da =

ρ bma − ρ blog

(7-9)

ρbma − ρb mf

En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones 7-7 y 7-8 se modifican de la siguiente manera::

ρ blog = φ ⋅ ρ b mf + v ma ⋅ ρ b ma + v sh ⋅ ρ bsh

(7-10)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones: vsh ρbsh

es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita, 0 ≤ vsh ≤ 1 es el valor de la densidad de la lutita

En esta ecuación, la suma de la porosidad, el volumen de la matriz y el volumen de lutita constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma + v sh

(7-11)

La ecuación de respuesta del registro de densidad no es empírica, como la mayoría de las otras ecuaciones de respuesta, sino que responde a una ley física. 2. 3. 1. Factor fotoeléctrico La curva de factor fotoeléctrico se obtiene del número de rayos gamma de baja energía detectados por la herramienta, los que fueron sometidos a absorción fotoeléctrica, de donde puede obtenerse el factor fotoeléctrico Pef de la formación; este parámetro indica básicamente la litología de la roca con muy poca influencia de la porosidad del tipo de fluido en la formación. 10-Nov-97

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El factor fotoeléctrico se expresa en función del número Z de protones (o número de electrones por átomo eléctricamente neutro) en la formación. Los valores típicos de Pef para las rocas-almacén mas comunes son los siguientes: 1.8 en arenisca, 5.08 en caliza y 3.14 en dolomía. Las siguientes son las aplicaciones del factor fotoeléctrico: • Identificación rápida de litología • Reconocer minerales pesados en la formación • Detección de fracturas en lodos con barita

• Evaluación de lutitas o “shales” • Facilitar la evaluación en presencia de gas • Evaluación cuantitativa con la curva U (índice volumétrico de absorción fotoeléctrica)

2. 3. 2. Índice volumétrico de absorción fotoeléctrica La curva del ‘índice volumétrico de absorción fotoeléctrica’ U (la cual es calculada y no registrada) es definida como el producto, nivel a nivel, de las curvas de densidad y la de factor fotoeléctrico. Esta curva tiene una enorme ventaja sobre la del factor fotoeléctrico: puede expresarse a través de una ecuación de respuesta, como la suma de los índices volumétricos de absorción fotoeléctrica de cada elemento en la formación, ponderados por sus volúmenes; en una formación limpia y acuífera es:

Ulog = φ ⋅ Umf + v ma ⋅ Uma

(7-12)

donde: Ulog φ Umf vma Uma

es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la formación, en barns/cc es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica del filtrado (Umf ≈ 0.5 barns/cc) es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, 0 ≤ vma ≤ 1 es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la matriz limpia, en barns/cc (4.8 barns/cc ≤ vma ≤ 13.8 barns/cc)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que: 1 = φ + v ma (7-12a) 2. 4. Efectos ambientales El registro de factor fotoeléctrico es fuertemente afectado por lodos cargados con barita y no existe corrección para este efecto. En este tipo de lodos no se recomienda utilizar la curva de Pef para interpretar. La única corrección necesaria en la curva ρb de densidad de la formación, es por curvatura del pozo; como el patín está adaptado a pozos de 8” de diámetro, esta corrección solamente debe aplicarse cuando el pozo tenga curvaturas diferentes a 8”. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar la corrección necesaria en función de la curvatura del pozo frente al patín. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 2. 5. Otros efectos que influencian la medición Variaciones estadísticas: Contrariamente al registro sónico, la ecuación de respuesta del registro de densidad es perfectamente bien conocida. Sin embargo, las variaciones estadísticas intrínsecas al principio físico de esta medición hace que haya una pequeña incerteza de ± 0.005 gr/cc sobre el valor exacto de la densidad medida.

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Pozo en mal estado: el mal estado de la pared del pozo produce lecturas anormalmente bajas de la densidad medida, básicamente por la presencia de lodo entre el patín y la formación. La curva DRHO de corrección aplicada a la densidad medida es un excelente indicador de la calidad de la medición: en zonas donde el valor de ∆ρ es mayor que 0.15 gr/cc (en escala normal, corresponde a 3 divisiones grandes) debe sospecharse que el valor de densidad ρb medido puede no ser representativo del verdadero valor de la densidad de la formación. Arcillosidad: El registro de densidad en general es poco sensible a la presencia de lutita en la formación debido al pequeño contraste entre la densidad de as lutitas o “shales” y de las roca-almacén limpias. Cuando existe contraste, la densidad del registro aumenta o disminuye con relación al valor de la roca limpia, según que la densidad de la lutita sea mayor o menor que el de la roca limpia. El efecto de la arcillosidad de la formación es mucho menor en el registro de densidad que en el registro de neutrón. Hidrocarburos livianos: Los hidrocarburos livianos presentan una densidad menor que la del agua o del aceite pesado; por esta razón, cuando existe gas en la zona investigada por la herramienta, el registro de densidad indicará una porosidad aparente (calculada con ρbmf = 1.0 gr/cc) bastante mayor que la verdadera porosidad.

Figura 7-3

Este efecto es aprovechado como excelente indicador de gas cuando se combina el registro de densidad con el de neutrón, ya que el hidrocarburo produce en el registro de neutrón efectos exactamente opuestos a los que produce en el registro de densidad: la porosidad aparente de neutrón φNa es menor que la verdadera porosidad de la roca. De esta manera, con las dos porosidades ajustadas para superponerse en calizas limpias y acuíferas, las curvas se separan en calizas limpias con hidrocarburos livianos. Lodo cargado con barita: La barita tiene un valor de sección transversal fotoeléctrica extremadamente alto, lo cual afecta la medición e impide la aplicación del factor fotoeléctrico para la identificación de litología. Por otro lado, las rápidas deflecciones de la curva de factor fotoeléctrico hacia valores altos en lodos cargados con barita es frecuentemente utilizada como un excelente indicador adicional de fracturas abiertas (en las cuales el lodo entra y produce los efectos mencionados). Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas que permiten efectuar las correcciones por arcillosidad y efecto de hidrocarburos livianos (para lo cual se requiere la información del registro de neutrón y de micro-resistividad). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 2. 6. Interpretación rápida La superposición de las curvas de densidad y neutrón permite la interpretación rápida o “quick-look”, para evaluar la litología, la presencia de hidrocarburos livianos y la porosidad de las formaciones. Esta importante técnica es explicada en el Capítulo 10.

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3. Registro de neutrón El registro de neutrón o CNT (“Compensated-Neutron-Tool”) mide el índice de hidrógeno de la formación, expresado como φN o porosidad neutrón en unidades de porosidad o pu (“porosity-units”), generalmente presentado en las pistas 2 y 3 en escala coherente con la de densidad, de 45 a -15 pu, con mnemónico NPHI. Para ello uno fuente radioactiva natural de neutrones es colocada en la herramienta de registro antes de bajar al pozo. Los neutrones que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a algunas pulgadas de la fuente en la herramienta de registro, permiten obtener el índice de hidrógeno de la formación. Existen los siguientes tipos de detectores: de neutrones epitermales (herramientas SNP ó “Sidewall Neutron Porosity” y APS ó “Accelerator Porosity Sonde”), neutrones termales (herramienta CNT ó “Compensated Neutron Porosity”), neutrones termales y rayos gamma de captura (antigua herramienta GNT ó “GammaNeutron Tool”). 3. 1. Principio de la medición Los neutrones emitidos por la fuente se dispersan en el pozo y en la formación alrededor de la herramienta. Existe un descentralizador elástico apoyando la generatriz de la herramienta que pasa por la fuente radioactiva contra la pared del pozo para maximizar la cantidad de neutrones en la formación y minimizar la cantidad de neutrones en el pozo. Existen cuatro tipos de interacción entre los neutrones y la formación: la ‘dispersión elástica’ en la cual el neutrón sufre una colisión con el núcleo de los átomos de la formación y rebota observando las leyes de la conservación de la energía y del momento; la ‘dispersión inelástica’ en la cual el núcleo es excitado por la colisión con el neutrón y regresa a su estado energético emitiendo un rayo gamma; la ‘captura’ en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo gamma y, por último, la ‘activación’ en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo beta, un rayo gamma y un neutrón. El registro de neutrón aprovecha la dispersión elástica, en la cual los neutrones sufren sucesivas colisiones con los núcleos de la formación hasta que pierden suficiente energía para ser absorbidos por la formación. Cuando son emitidos por la fuente, los neutrones tienen una energía muy alta, de 2 MeV; después de sucesivas colisiones con los núcleos de la formación, su energía disminuye hasta alcanzar el nivel epitermal (aproximadamente de 10 eV hasta 0.4 eV) y finalmente alcanzan el nivel termal (aproximadamente 0.025 eV) en el cual son absorbidos por la formación. Existen dos elementos que se destacan en relación a la dispersión elástica de neutrones: Hidrógeno: entre los elementos mas frecuentemente encontrados en las formaciones, el hidrógeno tiene el menor número atómico con valor igual a 1 (misma masa que el neutrón), lo que identifica al hidrógeno como el elemento mas eficiente en la dispersión elástica (el próximo elemento, oxígeno, tiene número atómico con valor igual a 6); todos los otros elemento tienen masa mayor que el neutrón lo que facilita el rebote sin transferencia de energía. En zonas con alto contenido de hidrógeno los neutrones alcanzarán el nivel epitermal y luego termal con mucha rapidez. Por esta razón se dice que la herramienta de neutrón mide el índice de hidrógeno de la formación. Cloro: entre los elementos mas frecuentemente encontrados en las formaciones, el cloro tiene la mayor sección transversal de captura para neutrones termales, con valor igual a 31.6 barns (el próximo elemento, hidrógeno, tiene sección transversal de captura con valor igual a 0.3 barns). En zonas con alto contenido de cloro, los neutrones termales serán absorbidos por la formación con mucha rapidez. Los detectores pueden ser de dos tipos: pueden medir la populación de neutrones epitermales en la formación o pueden medir los rayos gamma de captura emitidos por la formación durante la absorción de neutrones termales.

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3. 2. Herramientas de registro, profundidad de investigación y definición vertical Para minimizar los efectos del pozo las herramientas modernas de neutrón utilizan dos detectores localizados a algunas pulgadas de la fuente radioactiva. La Figura 74 muestra una combinación de herramientas. Los parámetros registrados son las ‘cuentas por segundo’ o “count-rates” de ambos detectores, de los cuales se calcula la relación entre ellos NRAT o “ratio”, dividiendo las cuentas por segundo del detector cercano por las del lejano. Esta relación es mucho menos sensible a los efectos de pozo que las cuentas individuales y por eso se la utiliza para obtener el índice de hidrógeno o porosidad neutrón φN a través de una transformación del “ratio” para porosidad. Existen dos transformaciones del “ratio” para obtener la porosidad neutrón. La convencional, con mnemónico NPHI y una nueva transformación con TNPH, la cual tiene en cuenta los efectos combinados de la litología y la salinidad en la respuesta del registro. Esta nueva transformación obtiene una curva TNPH de porosidad de neutrón de mejor calidad que la obtenida con la transformación tradicional (mnemónico NPHI). Las líneas de litología (arenisca, caliza y dolomía) que aparecen en las gráficas de densidad vs neutrón para interpretación, son diferentes según se utilice la curva NPHI o TNPH como dato de entrada.

Figura 7-4

Para disminuir el efecto indeseable del lodo, la herramienta cuenta con un descentralizador elástico apoyando el cuerpo de la herramienta (en la generatriz que pasa por la fuente) continuamente contra la pared del pozo. Debido a medir el índice de hidrógeno, es natural que el registro sea muy sensible a la presencia de fluidos, como el lodo en el pozo. El principal patrón de calibración para la herramienta de neutrón es una serie de bloques de calizas limpias y acuíferas con porosidades perfectamente conocidas. El segundo calibrador es un tanque de precisión conteniendo agua. La calibración en el pozo se efectúa con una pequeña fuente para reproducir el “ratio” obtenido en el tanque de calibración, con lo que la herramienta queda calibrada para leer directamente la porosidad de la formación en ‘matriz caliza’. La profundidad de investigación del registro de neutrón es de aproximadamente 45 cm, similar a su definición vertical. 3. 3. Relación entre índice de hidrógeno y porosidad: ecuación de respuesta Frecuentemente se obtiene el registro de neutrón expresado en ‘matriz caliza’, lo que significa que en calizas limpias y acuíferas la porosidad aparente de neutrón es la verdadera porosidad de la formación. En areniscas limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz caliza) es menor que la verdadera porosidad de la formación. De la misma manera, en dolomías limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz caliza) es mayor que la verdadera porosidad de la formación. La porosidad neutrón φN de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de las porosidades neutrón de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 45 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

φ NLlog = φ ⋅ φ NLmf + v ma ⋅ φ NL ma

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(7-13)

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donde: φNLlog φ φNLmf vma φNLma

es el índice de hidrógeno de la formación, matriz caliza, en pu es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 es el índice de hidrógeno del filtrado, matriz caliza, en pu (φNLmf ≈ 100 pu) es e la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, 0 ≤ vma ≤ 1 es el índice de hidrógeno de la matriz limpia, matriz caliza, en pu (-2 pu ≤ φNLma ≤ 3 pu)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma

(7-14)

Combinando las ecuaciones 7-13 y 7-14 puede obtenerse la porosidad aparente de neutrón φNa para la formación limpia y acuífera (ver el párrafo 4.1.1 del Capítulo 2) como:

φ Na =

φ NLlog − φ NLma φ NLmf − φ NL ma

(7-15)

Es interesante observar que cuando la matriz es caliza (en la que φNLma = 0 pu) y el valor del índice de hidrógeno del filtrado φNLmf = 100 pu, la porosidad aparente de neutrón resulta ser igual a la porosidad de la formación: φ = φNa = φNLlog en pu/100, o multiplicando todas las porosidades por 100 para expresarlas en pu: φ = φNa = φNLlog, lo que confirma que el registro en ‘matriz caliza’ obtiene directamente la porosidad en calizas limpias y acuíferas. En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones 7-13 y 7-14 se modifican de la siguiente manera:

φ NLlog = φ ⋅ φ NL mf + v ma ⋅ φ NL ma + v sh ⋅ φ NLsh

(7-16)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones: vsh φNLsh

es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita, 0 ≤ vsh ≤ 1 es el valor de la densidad de la lutita

En esta ecuación, la suma de la porosidad, el volumen de la matriz y el volumen de lutita constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma + v sh

(7-17)

3. 4. Efectos ambientales El registro de neutrón es sensible a varios efectos ambientales: Diámetro del pozo: El efecto del diámetro del pozo puede tener un efecto apreciable en la lectura del registro. En general, cuando densidad y neutrón son corridos combinados, esta corrección es efectuada automáticamente utilizando el diámetro del calibrador del registro de densidad que, en pozos ovalados, mide el diámetro máximo del pozo. Espesor del enjarre: Existe un efecto residual por espesor del enjarre ya que el “ratio” no es completamente insensible a la presencia del enjarre.

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Salinidad del lodo: Es la corrección por el efecto del cloro en el lodo, originada en su gran sección transversal de captura para neutrones termales. Salinidad en la formación: Es la corrección por el efecto del cloro en la formación, originada en su gran sección transversal de captura para neutrones termales. Densidad del lodo: Es la corrección por el efecto de la densidad del lodo, que disminuye el valor de porosidad del registro. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la densidad del lodo. Separación herramienta/pared del pozo: El efecto de la separación entre la herramienta de registro y la pared del pozo puede afectar apreciablemente la lectura del registro. Es la corrección por el efecto del lodo entre la herramienta y la formación, originada por la presencia de un separador o “stand-off” que normalmente es de 0.5”. Presión hidrostática: Es la corrección por el efecto de la presión hidrostática dentro del pozo, que aumenta el valor de porosidad del registro. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la presión hidrostática en el lodo.

Figura 7-5

Temperatura del lodo: El efecto de la temperatura del lodo puede tener un efecto apreciable en la lectura del registro. Este efecto es mayor a altas porosidades y aumenta con la temperatura del lodo. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas que permiten efectuar las correcciones mencionadas (Figura 7-5), así como por arcillosidad y efecto de hidrocarburos livianos (tratadas en el siguiente párrafo, para lo cual se requiere la información del registro de neutrón y de micro-resistividad). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 3. 5. Otros efectos que influencian la medición Existen otros factores que afectan la lectura del registro de neutrón: Arcillosidad: La lectura del registro de neutrón en lutitas o “shales” es generalmente bastante alta, con frecuencia del orden de 40 pu; siendo que este valor mucho mayor que la lectura del registro en la rocaalmacén limpia, el efecto de la presencia de lutitas o “shales” en la formación es bastante notable, aumentando el valor medido por el registro. El efecto de la arcillosidad de la formación es mucho mayor en el registro de neutrón que en el registro de densidad. Hidrocarburos livianos: Los hidrocarburos livianos presentan un contenido menor de átomos de hidrógeno por cc que el agua o el aceite pesado; por esta razón, cuando existe gas en la zona investigada por la herramienta, el registro de neutrón indicará una porosidad aparente (calculada con φNLmf = 100 pu) bastante menor que la verdadera porosidad. Este efecto es aprovechado como excelente indicador de gas cuando se combina el registro de densidad con el de neutrón, ya que el hidrocarburo produce en el registro de densidad efectos exactamente opuestos a los que produce en el registro de neutrón: la porosidad aparente de densidad φDa es mayor que la 10-Nov-97

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verdadera porosidad de la roca. De esta manera, con las dos porosidades ajustadas para superponerse en calizas limpias y acuíferas, las curvas se separan en calizas limpias con hidrocarburos livianos. 4. Registro de propagación electromagnética El registro de propagación electromagnética o EPT (“Electromagnetic-Propagation-Tool”) mide el tiempo de propagación tpl en ns/m y la atenuación Att en dB/m de la onda electromagnética propagándose en la formación, presentando generalmente la curva de tpl en la pista 2 en escala de 0 a 20 ns/m con mnemónico TPL y la curva de Att en la pista 3 en escala de 0 a 1.000 dB/m con mnemónico EATT; para ello, la herramienta utiliza un patín con antenas transmisoras y receptoras de ondas electromagnéticas alineadas verticalmente, apoyado en la pared del pozo. Las diferencias de fase y de amplitud entre las ondas detectadas por dos antenas receptoras, separadas entre sí por algunos centímetros, permite obtener los dos parámetros de la formación. Esta información puede ser utilizada par determinar la ‘porosidad con agua’ en la formación, ya que para la onda electromagnética los hidrocarburos se presentan con características similares a las de la formación. La medida del registro de propagación electromagnética es muy influenciada por la cantidad y la salinidad del agua en a zona investigada por el registro. Las mejores condiciones ocurren con alta porosidad y agua dulce ya que además de la atenuación ser baja, el registro permite distinguir agua dulce del aceite, algo muy difícil de efectuar con los registros convencionales. Las siguientes son algunas de las aplicaciones del registro de propagación electromagnética: • Distinguir hidrocarburos del agua dulce en la zona lavada • Evaluar la ‘porosidad con agua’ sin utilizar la ecuación de Archie (en la cual debe conocerse el valor del exponente de cementación m)

• Contribuir para la evaluación de capas delgadas • Determinar valores de Shr en la zona lavada y obtener valores sintéticos de Rxo en lodo a base de aceite (no puede obtenerse el registro de micro-resistividad)

4. 1. Principio de la medición La onda electromagnética emitida por la herramienta tiene frecuencia de 1.1 GHz, en el espectro de ‘frecuencia ultra alta’ o UHF (“Ultra-High-Frequency”). La herramienta detecta el paso de la onda electromagnética en la formación, frente a las dos antenas receptoras, y por comparación de las dos señales obtenidas se determina el tiempo de tránsito tpl y la atenuación Att sufridas por la onda en el espacio de formación entre las dos antenas receptoras. La característica de la formación que mas influencia la propagación de la onda es la permisividad dieléctrica o constante dieléctrica ε, que referida relativamente a la del aire, se expresa como un número; de ella puede obtenerse el tiempo de tránsito tpl en ns/m:

Elemento Agua Caliza Dolomía Anhidrita Arenisca Aceite Aire o gas

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Constante dieléctrica relativa ____________ε____________ 56 a 80 7.5 a 9.2 6.8 6.4 4.7 2.2 1.0

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.

tiempo de tránsito tpl (ns/m) . 25 a 30 9.1 a 10.2 8.7 8.4 7.2 4.9 3.3

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4. 2. Herramientas de registro, profundidad de investigación y definición vertical El patín de la herramienta EPT tiene un arreglo de transmisores y receptores con disposición parecida a la de transmisores y receptores en a herramienta BHC de sónico para compensar por los efectos de inclinación del patín. El brazo opuesto al arreglo de antenas puede contener un patín para registro de ML (Figura 7-6). La resolución vertical es del orden de 4 cm y la profundidad de investigación depende de la conductividad de la roca, variando entre 2 y 15 cm. Una nueva versión de esta herramienta permite elegir entre dos patines, uno con las antenas verticales y el otro con las antenas horizontales, para obtener diferentes características de investigación en la formación. 4. 3. Relación entre el tiempo de tránsito y porosidad: ecuación de respuesta Figura 7-6 Considerando que el registro EPT permite distinguir entre agua e hidrocarburos en la zona lavada, la ecuación de respuesta debe separar la porosidad en dos componentes: una ‘porosidad con agua’ φmf (el agua en este caso es filtrado) y otra ‘porosidad con hidrocarburos’ φhy manteniendo la relación φ = φmf + φhy entre ellas. El tiempo de tránsito tpllog de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de los tiempos de tránsito de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 15 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

t pl log = φ mf ⋅ t pl mf + φ hy ⋅ t pl hy + v ma ⋅ t pl ma

(7-18)

donde: tpllog φmf tplmf φhy tplhy vma tplma

es el tiempo de tránsito de la formación, en ns/m es la ‘porosidad con agua’ (en este caso, con filtrado) de la formación, 0 ≤ φmf ≤ 1 es el tiempo de tránsito del filtrado, en ns/m (25 ns/m ≤ tplmf ≤ 30 ns/m) es la ‘porosidad con hidrocarburos’ de la formación, 0 ≤ φhy ≤ 1 es el tiempo de tránsito del hidrocarburo, en ns/m (3.3 ns/m ≤ tplhy ≤ 4.9 ns/m) es e la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, 0 ≤ vma ≤ 1 es el tiempo de tránsito de la matriz limpia, en ns/m (4.7 ns/m ≤ tplma ≤ 8.7 ns/m)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que: 1 = φ + v ma (7-19) Combinando las ecuaciones 7-18 y 7-19 y asumiendo que tplhy ≈ tplma puede obtenerse la porosidad aparente de EPT (tpl) o ‘porosidad con agua’ (en este caso, con filtrado) φmf de la formación limpia y acuífera:

φ tpl a ≈ φ mf ≈

t pl log − t pl ma

t pl mf − t pl ma

(7-20)

En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones 7-18 y 7-19 se modifican de la siguiente manera:

t pl log = φ mf ⋅ t pl mf + φhy ⋅ t pl hy + v ma ⋅ t pl ma + v sh ⋅ t pl sh 10-Nov-97

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donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones: vsh tplsh

es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita, 0 ≤ vsh ≤ 1 es el valor del tiempo de tránsito de la lutita

En esta ecuación, la suma de la porosidad, el volumen de la matriz y el volumen de lutita constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + v ma + v sh

(7-22)

Puede escribirse una segunda ecuación de respuesta, esta vez para la atenuación, que tiene en cuenta que los minerales y los hidrocarburos tienen atenuación cero; la arcilla tiene atenuación alta debido a su contenido de agua. La atenuación Attlog de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de las atenuaciones de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 15 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

Att log = φ mf ⋅ Att mf

(7-23)

donde: Attlog φmf Attmf

es la atenuación de la formación, en dB/m es la ‘porosidad con agua’ (en este caso, con filtrado) de la formación, 0 ≤ φmf ≤ 1 es el tiempo de tránsito del filtrado, en dB/m

Esta ecuación permite evaluar rápidamente la porosidad aparente de EPT (Att) o ‘porosidad con agua’ (en este caso, con filtrado) φmf de la formación limpia y acuífera:

φ Att a =

Att log

(7-23’)

Att mf

También rápidamente puede calcularse la saturación de agua Sxo en la zona lavada:

S xo =

φ Att φ

(7-24)

En el caso de la formación ser arcillosa, la ecuación 7-23 se modifica de la siguiente manera:

Att log = φmf ⋅ Att mf + v sh ⋅ Att sh

(7-25)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones: vsh Attsh

es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita, 0 ≤ vsh ≤ 1 es el valor de la atenuación de la lutita

4. 3. 1. Interpretación rápida Considerando que la porosidad aparente obtenida del registro EPT es esencialmente la porosidad con agua, puede efectuarse una interpretación rápida o “quick-look” comparando esta porosidad φEPT con la porosidad densidad-neutrón φDN de la siguiente forma: • En intervalos acuíferos: φEPT ≈ φDN

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• En intervalos con hidrocarburos: φEPT < φDN

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Capítulo 7: Registros de Porosidad

4. 4. Efectos ambientales La primera generación de herramientas EPT tenían antenas bastante grandes, que no generaban un frente de onda plano en la formación sino que el frente de onda era esférico. Esta propagación tiene la característica de distribuir la energía de la onda en volúmenes de formación cada vez mayores a medida que la onda se propaga en forma esférica. Debido a esta característica era necesario introducir una corrección de ‘pérdida esférica’ o “spreading-loss” para obtener los valores que hubiera medido la herramienta si el frente de onda hubiese sido plano. Las nuevas generaciones de herramientas tienen antenas suficientemente pequeñas para poder considerar que la onda en la formación es efectivamente una onda plana por lo que la corrección anterior no es mas necesaria. 4. 5. Otros efectos que influencian la medición Los siguientes son otros factores que afectan la medición del registro EPT: Rugosidad de la pared del pozo: Es especialmente crítica en lodo a base de agua, ya que el lodo entre el patín y la formación distorsiona los valores medidos. En lodo a base de aceite este efecto es muy pequeño. No existe corrección para este efecto.

Figura 7-8

Figura 7-7

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Capítulo 7: Registros de Porosidad

Diámetro del pozo: Esta limitación representa el tamaño mínimo del diámetro del pozo para poder obtener este registro; los valores recomendados son 8+¼” con patín de ML y de 6+½” sin el patín de ML. Salinidad del agua en la formación: La salinidad del agua en la zona investigada por la herramienta introduce efectos que deben ser tenidos en cuenta durante la interpretación. El agua dulce es ideal; el peor caso es porosidad alta saturada con agua salada, lo que produce una atenuación muy alta y el receptor lejano puede no detectar el paso de la onda en la formación. No existe un valor fijo de salinidad para que esto ocurra; es una combinación del volumen del agua y de su salinidad. En general puede decirse que habrá dificultades para obtener el registro de EPT cuando el valor de Rxo < 10 Ω·m (Figuras 7-7 y 7-8). 4. 6. Combinabilidad La herramienta de EPT (Figura 7-9) es combinable con la mayoría de las herramientas convencionales de registro, como lito-densidad, neutrón, rayos gamma o espectrometría de rayos gamma naturales.

Figura 7-9

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Capítulo 8: Control de Calidad de Registros

Capítulo 8: Control de Calidad de Registros

Resumen: Análisis de los criterios de control de calidad de registros o LQC (“Log-Quality-Control”), enfatizando la importancia de efectuarlo antes de comenzar cualquier interpretación. 1. Introducción El control de calidad de los registros o LQC (“Log-Quality-Control”) debe ser efectuado antes de intentar cualquier interpretación, incluyendo la interpretación rápida, para verificar que los registros están dentro de los límites aceptables de calidad. No hacerlo significa correr el riesgo de obtener una interpretación errónea sin haber notado que la misma está basada en uno o mas registros anómalos. Los registros modernos obtenidos por computadora son generados en papel continuo (copias heliográficas de película o impresión directa por la computadora) y en medio magnético (cinta o cartucho). Existen algunos controles de calidad a ser aplicados a ambos medios (papel y medio magnético), mientras que otros controles de calidad se aplican apenas a la copia en papel y otros se aplican apenas al medio magnético. 2. Controles de calidad para registros en papel y en medio magnético Los controles de calidad que se mencionan a continuación permiten verificar elementos del registro que pueden afectar su calidad, independientemente que se esté trabajando con la copia en papel o con el medio magnético. 2. 1. Velocidad del registro Cada herramienta de registro tiene un valor de velocidad máxima de registro definida en las especificaciones suministradas por la compañía de servicios de registros. Obtener el registro a velocidades mayores que el valor máximo permitido compromete la calidad de la información. En el párrafo 4.4 del Capítulo 3 se explica como verificar el valor de la velocidad a la cual fue obtenido el registro. 2. 2. Sección Repetida Uno de los controles de calidad mas importantes es la verificación de que la herramienta repite las mediciones obtenidas al registrar una segunda pasada sobre una sección de unos 50 m de pozo (elegida con criterio, normalmente en la zona de interés). Algunos registros repiten con mas precisión que otros; por ejemplo, los registros nucleares son afectados por las variaciones estadísticas inherentes al principio físico de la medición, por lo que la repetición no puede ser perfecta. 2. 3. Correlación de profundidad La correlación de profundidad o “depth-match” verifica la existencia o no de diferencias de profundidad en los siguientes casos: •

entre curvas de un mismo registro (por ejemplo debido a una memorización errónea)



entre las curvas de un registro y las de otro registro obtenido en otra bajada al pozo (por ejemplo debido al diferente alargamiento del cable entre un registro y el otro, por diferencia de peso de las herramientas y/o diferencia de fricción de las herramientas con la pared del pozo)

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Capítulo 8: Control de Calidad de Registros

entre curvas de un registro actual y las de registros anteriores en el mismo pozo (generalmente existen algunos metros de agujero descubierto debajo de la TR los que fueron registrados como fondo del pozo antes de entubar).

En todos estos casos, a menos que exista una justificación clara, esta diferencia apunta a descuidos del profesional que registró el pozo. Actualmente, gracias a la versatilidad de las computadoras, estas deficiencias pueden subsanarse a través de una edición posterior, absolutamente necesaria para el procesamiento de interpretaciones por computadora. La correlación de profundidad o “depth-match” se trata en los párrafos 1.1 y 2 del Capítulo 3. 2. 4. Especificaciones publicadas Todas las herramientas de registro tienen especificaciones publicadas, tales como el rango de diámetro de pozo en el que puede usarse cada una, rangos de presión y temperatura permitidos, rangos del parámetro medido para garantizar la precisión de la medición y otros. El intérprete siempre debe verificar si la herramienta fue utilizada fuera de las especificaciones publicadas, ya que esta utilización de la herramienta puede originar anomalías que afectan la calidad del registro. 2. 5. Datos faltantes o equivocados Frecuentemente se observa que existen datos faltantes o equivocados en los encabezados de los registros que, sin ser esenciales para garantizar la calidad del registro, comprometen la calidad de su presentación. Ejemplos de estos son las escalas de profundidad, escalas de las curvas o del relevo o “back-up” de las curvas, identificación del trazo utilizado para cada curva, nombre del profesional que obtuvo el registro así como de los profesionales que acompañaron el trabajo como observadores, identificación de los equipamientos utilizados, observaciones relativas a cualquier peculiaridad ocurrida durante el trabajo, etc. Otro tipo de datos que son fundamentales y que no pueden faltar ni estar equivocados, son los relativos a la identificación del pozo (nombre y coordenadas geográficas), la fecha en la cual se efectuó el trabajo, los otros registros obtenidos durante el mismo trabajo, los datos de resistividad y temperatura del lodo, enjarre y filtrado, temperaturas de superficie y de fondo, datos de calibración de las herramientas utilizadas. 3. Controles de calidad para registros en papel En general, los controles de calidad aplicados a la copia en papel no tienen relación con la calidad del registro en medio magnético; sin embargo, un dato faltante o equivocado en la copia en papel probablemente también falta o está equivocado en el medio magnético. 3. 1. Legibilidad Frecuentemente debe efectuarse una evaluación rápida o “quick-look” en el pozo para tomar decisiones inmediatas, trabajando sobre la copia generada en el pozo. Si esta copia no está legible por ser muy obscura o excesivamente clara, se dificulta enormemente la tarea del intérprete. La misma dificultad se presenta frecuentemente pare quien recibe la transmisión ilegible del registro o de la interpretación del mismo vía facsímil (fax). 3. 2. Calidad de la copia Al copiar películas en el pozo utilizando copiadoras heliográficas, frecuentemente se observa un lento corrimiento lateral de la película con relación al papel. En copias cortas, de menos de un metro de longitud, este corrimiento no llega a representar un problema; ya en copias largas, si el profesional que efectúa las Página 2

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Capítulo 8: Control de Calidad de Registros

copias no es habilidoso e intenta bruscamente realinear la película con el papel, generalmente se produce en la copia una zona ilegible de 15 a 20 m de pozo, inútil para interpretación. Cuando se utiliza papel en rollo en vez de usar papel predoblado para efectuar las copias, el registro resultante es de difícil manipulación y archivamiento. 4. Controles de calidad para registros en medio magnético En general, los controles de calidad aplicados a la copia en medio magnético no tienen relación con la calidad del registro en papel; sin embargo, un dato faltante o equivocado en la copia en medio magnético probablemente también falta o está equivocado en la copia en papel. 4. 1. Verificación de los datos grabados Para verificar la representatividad de los datos grabados en medio magnético puede hacerse un muestreo por computadora a cada 50 ó 00m de pozo, verificando que la información existe y es correcta. Otra forma de verificación es la de reproducir en papel los datos grabados, con la presentación adecuada para compararlos con el registro original en una mesa de luz, verificando si hay discrepancias con el registro original. 5. Validación de registros utilizando técnicas de interpretación Frecuentemente pueden validarse los registros a través de la utilización de técnicas de interpretación, tal como se trata en el Capítulo 9. 6. Cuantificación de la calidad de los registros En muchas compañías petroleras es norma interna el cuantificar la calidad de los registros obtenidos. Para esto, es muy práctico disponer de un formulario patrón en el que asignan valores (por ejemplo de 0 a 10) a cada ítem que afecta la calidad del registro. De esta manera puede obtenerse un valor para la calidad de cada registro.

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Capítulo 8: Control de Calidad de Registros

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Capítulo 9: Interpretación en Formaciones Limpias Sección III: Interpretación Básica Capítulo 9: Formaciones Limpias

Resumen: Discusión de la metodología de interpretación manual enfatizando la necesidad del control de la calidad de los registros, identificación de capas, dónde efectuar lecturas representativas, validación de los datos, determinación de porosidad y litología, efecto de hidrocarburos livianos, resistividad del agua de formación y saturación de agua. 1. Control de la calidad de los registros El control de la calidad de los registros o LQC (“Log-Quality-Control”) debe ser efectuado antes de intentar cualquier interpretación, incluyendo la interpretación rápida, para verificar que los registros están dentro de los límites aceptables de calidad, tal como fue explicado en el Capítulo 8. 2. Correlación de profundidad y registro-base La correlación de profundidad o “depth-match” debe ser verificada tanto entre curvas de un mismo registro, cuanto entre curvas de registros diferentes. Diferencias de profundidad entre registros del orden de 0.5 a 1 m son prácticamente inevitables, debido a la elasticidad de varios miles de metros de cable de registro dentro del pozo y a la fricción de la herramienta de registro contra la pared del pozo, la que es diferente para cada herramienta. En otras palabras, el centro de la zona de interés puede aparecer a una cierta profundidad en un registro, por ejemplo 3.000 m, mientras que en aparece a 3.001 m en otro registro. Cuando la diferencia de profundidad no es constante a lo largo de la zona de interés, aumentando y disminuyendo, se dice que la herramienta sufrió efecto de ‘yoyo’ durante el registro. Antes de efectuar lecturas en los registros para interpretación, debe efectuarse la correlación de capas en la zona de interés. Un registro-base define las profundidades (generalmente es el de resistividad) y los otros deben ser ajustados a este registro-base, lo que puede ser efectuado fácilmente por computadora. 3. Identificación de capas Varios registros permiten identificar capas permeables, distinguiéndolas de las impermeables. Las capas permeables generalmente son areniscas, calizas, dolomías o combinaciones de estas litologías. Algunas características que se presentan con frecuencia (existen excepciones, las que serán analizadas oportunamente) son: •

La curva de SP se separa de la ‘línea base de lutitas’ indicando permeabilidad;



Existen valores bajos de GR indicando baja arcillosidad;



Existe enjarre, indicando permeabilidad; su espesor puede ser estimado como la mitad de la diferencia entre las lecturas de las curvas de calibrador de LDT y DST (CALI.LDT > CALI.DST);



Se verifica separación positiva en el registro de ML indicando permeabilidad;



Existe separación de curvas de resistividad con diferentes profundidades de investigación indicando permeabilidad: generalmente es Rxo > Rt en zonas acuíferas y Rxo < Rt en zonas con hidrocarburos;



La porosidad tiene valores moderados a altos.

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Capítulo 9: Interpretación en Formaciones Limpias

La presencia de hidrocarburos livianos también produce efectos en los registros: •

La separación entre la curva de micro-resistividad y la resistividad profunda generalmente se invierte en presencia de hidrocarburos: es Rxo > Rt en zonas acuíferas y Rxo < Rt en zonas con hidrocarburos;



En caso de existir gas o hidrocarburos muy livianos, la porosidad aparente de neutrón es mucho menor que la de densidad.

Las lutitas o “shales” son el ejemplo mas frecuente de capas impermeables. Algunas características son: •

La curva de SP se mantiene prácticamente sobre una línea, la denominada ‘línea base de lutitas’;



Existen altas lecturas en el registro de GR;



Se verifica la ausencia de enjarre y el diámetro del pozo frecuentemente está alargado;



Existe separación negativa del registro de ML;



Se verifican valores prácticamente iguales de resistividad somera y profunda;



La porosidad aparente del registro neutrón es mucho mayor que la de densidad.

Las curvas de SP y GR ayudan a identificar la contaminación por arcillosidad en la roca-almacén: •

La curva de SP se separa menos de la ‘línea base de lutitas’ que en formaciones limpias;



Los valores bajos de GR son mayores que en formaciones limpias;



La porosidad aparente de neutrón es mayor que la correspondiente a la formación limpia.

Debe destacarse que en formaciones no muy compactadas o “soft-formations” (generalmente areniscas) el registro de SP es preferido por tener frecuentemente mejor contraste entre arenas y lutitas o “shales” que el registro de GR. Por otro lado, en carbonatos compactados o “hard-formations” se prefiere el registro de GR debido al poco desarrollo que la curva de SP generalmente muestra en esas condiciones. 3. 1. Determinación del espesor de capa Prácticamente todos los registros indican los contactos entre capas, permitiendo determinar el espesor de las capas permeables en estudio. Sin embargo, tradicionalmente se usan los registros de SP y GR (consultar el párrafo 5.4 del Capítulo 4 y el párrafo 6 del Capítulos 5). Ambas curvas se presentan en la pista 1 de manera tal que ambas indican zonas permeables cuando están próximas del extremo inferior de la pista y ambas indican lutitas o “shales” cuando están próximas del extremo superior de la pista (con el encabezado a la izquierda del observador). 4. Cómo leer un registro y dónde efectuar las lecturas La lectura de valores de los registros con fines de interpretación es crítica, ya que una mala lectura afectará todo el proceso de interpretación. Deben elegirse zonas con valores estables a lo largo de por lo menos un par de metros en todos los registros. Debe evitarse leer valores en un pico localizado del registro, que puede no ser representativo y donde diferencias de profundidad entre registros dificulta identificar los valores correspondientes en los otros registros. Consultar el párrafo 6 en el Capítulo 3. 4. 1. Conversión de resistividades a la temperatura de la zona en estudio En interpretación se debe trabajar con valores de resistividad especificados a la temperatura de la zona en estudio. Los registros no necesitan de corrección por temperatura, ya que son obtenidos “in-situ” a las Página 2

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Capítulo 9: Interpretación en Formaciones Limpias

condiciones de presión y temperatura de la formación; las resistividades del lodo, del filtrado y del enjarre deberán ser convertidas a las condiciones de temperatura de la zona en estudio, ya que son generalmente obtenidas a condiciones de superficie. En el Capítulo 2 se tratan estas conversiones en detalle. 5. Correcciones ambientales Las correcciones ambientales para cada registro deben ser efectuadas tal como se trata en los Capítulos 4 al 7, dedicados a cada tipo de registro, antes de la validación de los datos. 6. Determinación de las verdaderas resistividades de la roca La determinación de las verdaderas resistividades de la roca Rt (zona virgen) y Rxo (zona lavada) debe ser efectuada tal como se trata en el Capítulo 6, dedicado a los registros de resistividad, antes de la validación de los datos. Es importante recordar que, aunque con mucha frecuencia se puede tomar ILD ó LLD como representativos de Rt (y tomar MSFL como representativo de Rxo), existen casos en que esto no es correcto y el intérprete descuidado puede cometer un grave error. La misma situación se repite con la ‘separación de las curvas de resistividad’ indicando invasión. Esto ocurre con mucha frecuencia, aunque también puede haber invasión (y producción de hidrocarburos) sin que ocurra la separación de las curvas de resistividad. 7. Determinación de la resistividad del agua de formación Existen varios métodos para determinar el valor de la resistividad del agua de formación a partir de registros en lodos a base de agua. A continuación se presentan cuatro de estos métodos. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar el valor de Rw según estos métodos. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. a) Con el registro de SP: Cuando no se conoce el valor de la resistividad Rw del agua de formación, este valor puede ser calculado con el registro de SP; cuando se conoce Rw el registro de SP puede ser validado verificando el valor de Rw ya conocido. Para ello, en zonas permeables, limpias y acuíferas, se parte de la separación de la ‘línea base de lutitas’, medida en mv, que se produce en estas zonas y del valor de la resistividad Rmf del filtrado (convertido a la temperatura de la zona en estudio) para calcular el valor de la resistividad Rw del agua de formación. Consultar el párrafo 7 del Capítulo 4.

Figura 9-1

b) Con gráficas de resistividad profunda vs porosidad: El valor de la resistividad Rw puede ser calculado con los registros de resistividad profunda y porosidad; cuando se conoce Rw estos registros pueden ser validados verificando el valor de Rw ya conocido. Para ello, se grafican valores de la inversa de la raíz cuadrada de la resistividad profunda vs porosidad elegidos en zonas limpias y acuíferas, los que deben 10-Nov-97

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Capítulo 9: Interpretación en Formaciones Limpias

definir una línea recta en esta gráfica (Figura 9-1). Los valores de resistividad y porosidad de cualquier punto de esta línea permiten determinar el valor de Rw de la siguiente manera: con la porosidad se determina el valor del factor de formación F; Rw es obtenido dividiendo la resistividad por F. c) Con el cálculo de la resistividad aparente de agua: El valor de la resistividad Rw puede ser determinado con la ‘resistividad aparente del agua’ Rwa que es obtenida dividiendo en cada nivel los valores de la resistividad profunda por el factor de formación F determinado a partir de la porosidad en cada nivel (ideal para ser procesado por computadora). En las zonas limpias y acuíferas ocurren los valores mínimos de Rwa y resulta Rw = Rwamin mientras que en zonas con hidrocarburos resulta Rwa > Rw. Cuando se conoce Rw los registros de resistividad profunda y porosidad pueden ser validados verificando el valor de Rw ya conocido. d) Con el cálculo de la relación de resistividades de los registros: El valor de la resistividad Rw puede ser calculado con la relación de resistividades de los registros de resistividad profunda y somera; cuando se conoce Rw estos registros pueden ser validados verificando el valor de Rw ya conocido. En zonas limpias y acuíferas se debe cumplir que Rt = F ·Rw (zona virgen) y también que Rxo = F ·Rmf (zona lavada); dividiendo estas dos expresiones en cada nivel (ideal para ser procesado por computadora) desaparece F (que depende de la porosidad) y resulta la siguiente expresión que no depende de la porosidad para determinar Rw

Rw = Rmf ⋅

Rt Rxo

(9-1)

n En zonas limpias con hidrocarburos móviles, se debe cumplir que Rt ·Sw = F ·Rw (zona virgen) y también que n Rxo·Sxo = F ·Rmf (zona lavada); dividiendo estas dos expresiones en cada nivel (ideal para ser procesado por computadora) desaparece F (que depende de la porosidad) y resulta la siguiente expresión: n

Rw  Sxo  R  = t ⋅ Rmf  Sw  Rxo

(9-2)

en la cual, considerando que Rw y Rmf son constantes a lo largo de la zona de interés: •

Rt /Rxo > Rw /Rm f en zonas limpias con hidrocarburos móviles (Sw < Sxo < 1, y por lo tanto Sxo /Sw > 1)



Rt /Rxo = Rw /Rm f en zonas acuíferas (Sw = Sxo = 1) o con hidrocarburos no móviles (Sw = Sxo < 1)

lo que permite concluir que el valor mínimo de la relación Rt /Rxo ocurre en zonas acuíferas, en las cuales se puede determinar el valor de Rw con la siguiente expresión:

R  Rw = Rmf ⋅  t   Rxo  min

(9-2a)

8. Validación de los registros Existen varios métodos de validación de registros. No es necesario aplicarlos todos en un mismo pozo, quedando a criterio del intérprete elegir los mas adecuados según los datos disponibles y su confiabilidad. 8. 1. Validación de los registros verificando sus lecturas en condiciones particulares Algunos registros pueden ser validados directamente del valor obtenido en condiciones particulares:

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Viro Consultoria Ltda. Valores típicos Anhidrita Halita Caliza (φ = 0) Dolomía (φ = 0)

GR (API) 500

Los registros de calibrador y de sónico pueden validados verificando sus lecturas dentro de la TR (“casingcheck”) al finalizar el registro en agujero descubierto: •

El registro sónico debe leer 57 µs/ft dentro de la TR no cementada;



El calibrador debe leer diámetro interno dentro de la TR, el cual debe ser obtenido de tablas publicadas por los fabricantes a partir del diámetro externo y del peso especificados en el encabezado.

8. 2. Validación de los registros verificando la litología en niveles limpios La litología puede ser verificada graficando valores de dos registros de porosidad obtenidos en algunos niveles limpios; los puntos resultantes deben estar sobre la línea del mineral considerado (arenisca, caliza, dolomía) o en las proximidades del punto del mineral (anhidrita, halita). La curva de Pef identifica la litología directamente, según se explica en el párrafo 2.3.1 del Capítulo 7. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas de registros de porosidad con líneas para arenisca, caliza y dolomía y puntos de anhidrita y halita. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 8. 3. Validación de los registros verificando las resistividades del agua y del filtrado Frecuentemente se validan los registros determinando los valores previamente conocidos de las resistividades del agua de formación y del filtrado de lodo. Además de los métodos indicados en el párrafo 7 de este capítulo para determinar la resistividad Rw del agua de formación, pueden mencionarse los siguientes: Validación de los registros determinando Rw y comparando con datos obtenidos por otros métodos: Se pueden utilizar los métodos explicados en el párrafo 7 de este capítulo para determinar la resistividad Rw del agua de formación, comparando los resultados con los valores obtenidos de muestras obtenidas en el mismo pozo o de pozos vecinos, o del conocimiento del campo, o de catálogos de la zona. Validación de los registros graficando resistividad somera vs porosidad: Puede aplicarse el mismo método mencionado en el párrafo 7, ítem b) de este capítulo, usando el registro de resistividad somera en vez del registro de resistividad profunda, para determinar el valor ya conocido de Rmf en vez de Rw. Validación de los registros de resistividad somera y porosidad calculando Rmfa: Puede aplicarse el mismo método mencionado en el párrafo 7, ítem c) de este capítulo, usando el registro de resistividad somera en vez del registro de resistividad profunda, para determinar el valor de Rmfa en vez de Rwa. En las zonas limpias y acuíferas ocurren los valores mínimos de Rmfa y resulta Rmf = Rmfamin mientras que en zonas con hidrocarburos resulta Rmfa > Rmf. 8. 4. Validación de los registros comparando sus respuestas con las de registros de pozos vecinos Otra forma frecuentemente utilizada es la de validar los registros de un pozo comparándolos con los de pozos vecinos. 9. Evaluación de litología y porosidad 10-Nov-97

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Capítulo 9: Interpretación en Formaciones Limpias

A continuación se presentan los métodos para determinar litología y porosidad a partir de registros. Se recomienda revisar el concepto de ‘porosidad aparente’ en el párrafo 4.1.1. del Capítulo 2 así como los comentarios relacionados a las ecuaciones 7-3, 7-9, 7-15 y 7-20 en el Capítulo 7. 9. 1. Determinación de porosidad con un único registro (litología conocida) Para determinar la porosidad en una zona limpia con un único registro de porosidad es necesario conocer la litología, la que debe ser constante a lo largo de la zona en estudio, así como la característica del fluido en la zona investigada por la herramienta, según las siguientes tablas: Parámetros ρb (gr/cc) de matriz Arenisca 2.65 Caliza 2.71 Dolomía 2.87 de fluidos Agua dulce @80°F 1.0 Agua saturada con NaCl @80°F 1.22 Aceite 30° API 0.88 Gas metano @200°F, 7kpsi 0.25

∆t (µs/ft) 50~55.5 47~49 43.5

φNL (pu) -2 0 2

tpl (ns/m) 7.2 9.1 8.7

189 185 235 -

100 95 60+ -

30 25 4.9 3.3

Con estos datos se puede resolver la ecuación de respuesta del registro para calcular la única incógnita: la porosidad aparente. En el caso del registro sónico con valor de 95 µs/ft en una arenisca de 55 µs/ft con filtrado de 189 µs/ft resulta, substituyendo estos valores en la ecuación 7-3:

φ Sa =

95 µs/ft − 55 µs/ft 40 µs/ft = = 0.299 = 29.9 pu 189 µs/ft − 55 µs/ft 134 µs/ft

(9-3)

En el caso del registro de densidad con valor de 2.25 gr/cc en una arenisca de 2.65 gr/cc con filtrado de 1.0 gr/cc resulta, substituyendo estos valores en la ecuación 7-9:

φ Da =

2.65 gr /cc − 2.25 gr /cc 0.4 gr /cc = = 0.242 = 24.2 pu 2.65 gr /cc − 10 . gr /cc 165 . gr /cc

(9-4)

En el caso del registro de neutrón (matriz caliza) con valor de 25 pu en una arenisca de -2 pu con filtrado de 100 pu resulta, substituyendo estos valores en la ecuación 7-15:

φ Na =

25 pu − ( − 2) pu 27 pu = = 0.265 = 26.5 pu 100 pu − ( − 2) pu 102 . pu

(9-5)

En el caso del registro de propagación electromagnética con valor de 13 ns/ft en una arenisca de 7.2 ns/ft con filtrado de 30 ns/ft resulta, substituyendo estos valores en la ecuación 7-20:

φ EPTa ≈ φ mf ≈

13 ns/ft − 7.2 ns/ft 5.8 ns/ft = = 0.254 = 25.4 pu 30 ns/ft − 7.2 ns/ft 22.8 ns/ft

(9-6)

Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas de registros de porosidad con líneas para arenisca, caliza y dolomía que facilitan la determinación gráfica de porosidad. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. Página 6

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Capítulo 9: Interpretación en Formaciones Limpias

9. 1. 1. Efecto de hidrocarburos livianos en la determinación de porosidad La determinación de porosidad con un único registro de porosidad en una zona limpia que contiene hidrocarburos livianos es prácticamente imposible con el registro de densidad o con el de neutrón debido a que la porosidad está ocupada parte por filtrado (‘porosidad con agua’ φmf) y parte por hidrocarburos (‘porosidad con hidrocarburos’ φhy) en proporciones desconocidas, con lo que aunque se conozcan las características del filtrado y del hidrocarburo, no se puede determinar el parámetro de la mezcla para poder utilizar la ecuación y calcular la verdadera porosidad φe. El registro de sónico es la única opción disponible en estas circunstancias, según se explica a continuación. Asumiendo que toda la porosidad está ocupada por filtrado, el cálculo de la porosidad aparente sufrirá los siguientes efectos según cual sea el registro de porosidad utilizado: •

Densidad:

por ser ρhy < ρmf

resulta φDa > φe



Neutrón:

por ser φNhy < φNmf

resulta φNa < φe



Sónico:

en formaciones compactadas, φSa no depende del valor de ∆thy (φSa ≈ φe)



EPT:

por ser tplmf >> tplhy ≈ tplma la porosidad aparente de EPT ≈ φmf < φe

La determinación de porosidad una zona limpia que contiene hidrocarburos livianos puede efectuarse con el registro sónico (φSa ≈ φe) o con la combinación densidad-neutrón aplicando el método aproximado de Gaymard o con el método gráfico aproximado. A continuación se explican ambos métodos. 9. 1. 1. 1. Método aproximado de Gaymard Este método es adecuado para interpretaciones rápidas; permite obtener un valor aproximado de la verdadera porosidad utilizando la combinación de registros de densidad-neutrón en función de la matriz correcta en zonas con hidrocarburos livianos con la siguiente ecuación:

φ≈

φ2Da + φ 2Na

Ejemplo: φNCNLcorr = 12 pu φDcorr = 38 pu Shr = 50% resulta en: φ1 = 32.2 pu ∆φ = -1.6 pu φ = 30.6 pu

(9-7)

2

9. 1. 1. 2. Método gráfico aproximado Este método, muy utilizado en arenas arcillosas (matriz conocida), utiliza gráficas publicadas por las compañías de servicios para estimar el valor de la verdadera porosidad utilizando la combinación de registros de densidad-neutrón en zonas con hidrocarburos livianos utilizando también la resistividad somera de la formación. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. Como muestra la Figura 9-2 (ver el ejemplo

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Figura 9-2

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incluido), con los valores de φNa = 12 pu y φDa = 38 pu, se obtiene gráficamente una primera aproximación φ1 = 32.2 pu de la porosidad; con este valor de porosidad se puede calcular, utilizando la ecuación de Archie (generalmente con a = 1 y m = 2) con el valor del registro de micro-resistividad, una primera aproximación de Sxo = 0.5 (50%) y por diferencia a 1 se obtiene Shr = 1 - Sxo = 0.5 (50%) con el cual, también gráficamente, se obtiene la corrección ∆φ = -1.6 pu para ajustar φ1, resultando finalmente el valor de la porosidad φ = φ1 + ∆φ = 30.6 pu. Esta operación puede ser efectuada por cálculo, con las siguientes ecuaciones:

φ1 =

2 ⋅ φ Na

corr

+ 7 ⋅ φ Da

corr

(9-7a)

9

y

φ = φ1 ⋅ (1 − 01 . ⋅ Shr )

(9-7b)

con las que se obtendría la porosidad φ1 = 32.2 pu, y para la porosidad corregida φ = 30.6 pu. 9. 1. 1. 2. 1. Determinación de la densidad de hidrocarburos Con la relación entre los valores de porosidad aparente de densidad y neutrón φDa/φNa expresados en función de la matriz correcta y el valor de la saturación de hidrocarburos en la zona lavada Shr se puede estimar gráficamente el valor de la densidad de hidrocarburos ρhy utilizando gráficas publicadas por las compañías que prestan servicios de registros. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. La Figura 9-3 muestra el ejemplo de una zona con porosidad neutrón φNa = 15 pu, φDa = 25 pu (ambas expresadas en la matriz correcta) y Shr = 0.3 (30%); la relación entre las porosidades resulta φDa/φNa = 0.6; puede verse en la Figura 9-2, en la intersección con Shr = 0.3 (30%) se obtiene el valor de densidad del hidrocarburo, ρhy = 0.28 gr/cc.

Figura 9-3

9. 1. 1. 3. Determinación del efecto de hidrocarburos livianos en los registros de densidad y neutrón Este método es mas exacto que los anteriores y se lo utiliza frecuentemente en formaciones con litología compleja, en las cuales la composición de la matriz limpia varía a lo largo del intervalo por lo que no se conoce en cada nivel cuales son los parámetros de matriz para usar en la ecuación de porosidad. En estos casos se utilizan los registros de densidad y neutrón (este último, generalmente en matriz caliza) para los cuales existen ecuaciones válidas para densidad de hidrocarburos ρhy ≤ 0.7 gr/cc, que determinan el efecto de los hidrocarburos livianos en cada registro; para la densidad es:

[

∆ρb = 107 . ⋅ φ ⋅ Shr ⋅ (111 . − 0.15 ⋅ P ) ⋅ ρmf − 115 . ⋅ ρhy

]

(9-8)

y para el neutrón: Página 8

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∆φ N = α ⋅ φ ⋅ Shr ⋅

ρmf ⋅ (1 − P ) − 167 . ⋅ ρhy + 0.17

(9-9)

ρmf ⋅ (1 − P )

donde: φ Shr ρmf P ρhy α

es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 es la ‘saturación residual de hidrocarburos’ en la zona lavada, 0 ≤ Shr ≤ 1 es la densidad del filtrado, en gr/cc 6 es la salinidad del filtrado, en ppm/10 es la densidad del hidrocarburo, en gr/cc es un coeficiente con valor 1 para aceite y 1.3 para gas

debe notarse que en las dos ecuaciones anteriores el producto φ· Shr es la cantidad de hidrocarburos en la porosidad φhy (‘porosidad con hidrocarburos’). 9. 2. Determinación de litología y porosidad en formaciones con litología compleja o desconocida Las ecuaciones 9-8 y 9-9 pueden usarse para determinar la litología y porosidad en formaciones limpias con hidrocarburos livianos; el método puede aplicarse al caso de litología simple o conocida y también en litología compleja o desconocida, en las cuales la composición de la matriz limpia varía a lo largo del intervalo por lo que no se conoce en cada nivel cuales son los parámetros de matriz para usar en la ecuación de porosidad. Como estas ecuaciones requieren la cantidad de hidrocarburos en la porosidad (‘porosidad con hidrocarburos’) que no es conocida de antemano, se aprovecha que el efecto es proporcional a la cantidad de hidrocarburos de la siguiente manera: •

se grafican lecturas de registros de densidad y neutrón utilizando gráficas de densidad vs neutrón con líneas para arenisca, caliza y dolomía publicadas por las compañías que prestan servicios de registros.



se adopta un volumen de hidrocarburos φhy = 0.1 (10 pu) evaluando el efecto de este volumen de hidrocarburos en ambos registros.



se grafican los valores de densidad y neutrón corregidos por el efecto de φhy = 0.1 (10 pu) ya calculado.



la línea que une estos dos puntos define la dirección en la cual se debe efectuar la corrección por efecto de hidrocarburos livianos y puede ser dividida en 10 partes: 0 pu en el punto correspondiente a la lectura de los registros hasta 10 pu en el punto correspondiente a los valores de densidad y neutrón corregidos por el efecto de φhy = 0.1 (10 pu).



se obtiene la primera aproximación de porosidad φ y de φhy donde la línea anterior encuentra la litología esperada (litología simple o conocida) o la menos densa esperada si se trata de litologías complejas o desconocidas (en caso de calizas dolomitizadas, corresponde a la línea de caliza).



se determina la saturación Sxo utilizando la resistividad somera y la primera aproximación de porosidad determinada en el paso anterior.



con este valor de Sxo se determina el valor de la ‘porosidad con hidrocarburos’ φhy = φ·(1 - Sxo) que puede o no coincidir con el valor φhy determinado anteriormente en forma gráfica. Si se trata de litología simple o conocida, estos valores son la solución.



si los dos valores de φhy son iguales o razonablemente próximos, los valores de la primera aproximación de la porosidad φ y de φhy son la solución.



si no coinciden, se debe utilizar el valor de φhy = φ·(1 - Sxo) para una segunda iteración, obteniendo gráficamente una segunda aproximación de la porosidad φ y con ella determinar un nuevo valor de Sxo

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así como un nuevo valor de φhy = φ·(1 - Sxo) el que puede o no coincidir con el valor utilizado al inicio de la segunda iteración. •

La iteraciones continúan hasta alcanzar una buena aproximación entre los valores inicial y final de φhy (normalmente se alcanza una buena aproximación con 2 ó 3 iteraciones).

Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas de registros de porosidad con líneas para arenisca, caliza y dolomía necesarias para aplicar este método. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. El siguiente ejemplo ilustra la aplicación del método descripto. Sea una zona acuífera con lecturas (corregidas por efectos ambientales) de 2.34 gr/cc para densidad y 23 pu (matriz caliza) para neutrón, con los cuales se obtiene el punto A en la Figura 9-4, cerca de la línea de caliza (del lado de la dolomía), indicando una porosidad de 22.4 pu (obtenida interpolando linealmente entre las líneas que unen los valores de 22 y 23 pu de caliza y de dolomía, respectivamente) así como una matriz de caliza dolomitizada de densidad aproximada a 2.73 gr/cc (obtenida interpolando linealmente entre los valores de 2.71 gr/cc en la caliza y 2.87 en la dolomía).

Figura 9-4

Cuando existen hidrocarburos livianos en la zona lavada investigada por los registros de densidad y neutrón, antes de evaluar la porosidad y litología (pero después de corregir los efectos ambientales) se debe corregir el efecto de los hidrocarburos livianos en los registros de densidad y neutrón. Para ello, conociendo el valor de la densidad ρhy del hidrocarburo (si no se la conoce se debe seguir el procedimiento indicado en el párrafo 2.1 del Capítulo 13), pueden calcularse las correcciones ∆ρb y ∆φN necesarias a la densidad y al neutrón para un volumen de hidrocarburos (‘porosidad con hidrocarburos’) φhy = φ· Shr en la porosidad con valor arbitrario de 0.1 (10 pu) utilizando las ecuaciones 9-8 y 9-9. Sea una caliza con gas con los siguientes parámetros: • • • •

Densidad: ρb = 2.3 gr/cc Neutrón: φN = 20 pu Resistividad somera: Rxo = 20 Ω·m Densidad hidrocarburo: ρhy = 0.5 gr/cc

• Densidad del lodo: ρmf = 1.0 gr/cc • Salinidad del lodo: P = 0 ppm • Resistividad del filtrado: Rmf = 0.4 Ω·m

con estos valores, las ecuaciones 9-8 y 9-9 permiten calcular el aumento de densidad y neutrón necesario para representar los valores que los registros hubieran leído en la misma formación si en vez del gas existiera filtrado (Sxo = 1 ó 100%): • Aumento densidad: • Densidad con gas: • Densidad corregida:

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∆ρb = 0.057 gr/cc ρb = 2.3 gr/cc ρb = 2.357 gr/cc

• Aumento neutrón: • Neutrón con gas: • Neutrón corregido:

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∆φN = 4.4 pu φN = 20 pu φN = 24.4 pu

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Los valores de los registros (afectados por el gas) están representados por el punto A en la Figura 9-5, mientas que los valores corregidos están representado por el punto B. Si la litología es conocida, por ejemplo caliza, la intersección de la línea AB con la línea de caliza (punto C) identifica la solución gráfica para la porosidad φe (obtenida de la línea de caliza), la cual permite calcular el valor Sxo de saturación de agua (adoptando a =1 y m = 2) y por diferencia obtener la saturación Shy de hidrocarburos, y la ‘porosidad con hidrocarburos’ φhy = φe· Shy resultando: • Porosidad: • Saturación de gas:

φe = 22.3 pu Shy = 36.6%

• Saturación agua: • Porosidad con gas:

Sxo = 63.4% φhy = 8.2 pu

La solución gráfica del punto C indica una ‘porosidad con gas’ φhy = 5.1 pu, (obtenida de la distancia AC donde AB representa 0.1 ó 10 pu), por lo tanto existe una discrepancia de 3.1 pu entre los resultados de 8.2 pu (cálculo) y 5.1 pu (gráfica) la cual no es importante en una primera interpretación pero que requeriría un análisis mas profundo sobre la litología, las respuestas y las correcciones ambientales de los registros, así como de la densidad del hidrocarburo, para conciliarla. Una posibilidad es que la litología no sea caliza pura como se supuso inicialmente, sino que se trate de una caliza levemente Figura 9-5 dolomitizada. En este caso, desconociendo el grado de dolomitización, se deben efectuar un par de iteraciones comenzando con la litología menos densa esperada (caliza) indicada por el punto C con una primera aproximación de la porosidad φ1 = 22.3 pu que permite determinar una primera aproximación de la saturación de agua, de hidrocarburos y de ‘porosidad con hidrocarburos’ según se indicó. Utilizando esta primera aproximación de la ‘porosidad con hidrocarburos’ φhy = 8.2 pu se obtiene el punto D a una distancia tal de A que AD represente 8.2% de la distancia AB (que representa una ‘porosidad con hidrocarburos’ de 10 pu). En este punto D se obtiene la segunda aproximación de la porosidad φ2 = 22.5 pu (con matriz de densidad ρma = 2.74 gr/cc) que permite determinar una segunda aproximación de la saturación de agua, de hidrocarburos y de ‘porosidad con hidrocarburos’, resultando: • Porosidad: φe = 22.5 pu • Saturación hidrocarburo: Shy = 37.2%

• Saturación agua: • Porosidad con gas:

Sxo = 62.8% φhy = 8.4 pu

La discrepancia entre ambas soluciones se redujo para 0.2 pu entre los resultados de 8.4 pu (cálculo) y 8.2 pu (gráfica) la cual es perfectamente aceptable. 10. Determinación de la saturación de agua A continuación se describen los dos métodos mas utilizados para determinar la saturación de agua en formaciones limpias, tanto en la zona lavada como en la zona virgen.

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Capítulo 9: Interpretación en Formaciones Limpias

10. 1. Método de relación de resistividades para determinar la saturación de agua El método de la relación de resistividades o “resistivity-ratio” para determinar la saturación de agua está basado la ecuación de Archie y es frecuentemente utilizado para una interpretación rápida o “quick-look” en formaciones limpias o con bajos volúmenes de lutita ( 1 debido a que la densidad del gas es menor que la del filtrado. El último término de la ecuación representa la porosidad aparente que se calcularía en una arcilla; por lo tanto, la ecuación 11-20 puede ser escrita como:

φ Da = A ⋅ φ + v sh ⋅ φ Da sh

(11-22)

Combinando las ecuaciones 11-15 de neutrón y 11-22 de densidad puede eliminarse la porosidad, obteniéndose el ‘indicador de arcillosidad obtenido de densidad-neutrón’ vshDN como: Página 6

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Capítulo 11: Arcillosidad

v sh ≤ v shDN =

A ⋅ φ − φ Da B Na

(11-23)

A ⋅φ − φ D a sh B N a sh

El valor del coeficiente A/B depende del tipo de fluido en la zona investigada por los registros (gas, aceite o agua). Por lo tanto, para tener buenas aproximaciones del volumen de lutita o “shale” deberán determinarse los valores del coeficiente A/B dividiendo los intervalos según el tipo de fluido en cada zona. Si hay cambios litológicos, también deberán dividirse los intervalos según el tipo de roca. No se recomienda usar este indicador en zonas con pozo en malas condiciones. Para utilizar la ecuación 11-23 en forma práctica, debe observarse que en intervalos limpios o con vsh = 0, esta ecuación exige que su numerador sea cero; además para valores altos de arcillosidad el numerador tiene que ser positivo; por lo tanto puede deducirse que:

A φ Da ≥ B φ Na esta expresión es sumamente útil para determinar los valores de A/B gráficamente en zonas limpias con gas o con aceite o con agua, utilizando una gráfica de porosidades aparente de densidad vs porosidades aparentes de neutrón. Para ello, una vez identificadas las zonas con gas, aceite y agua, simplemente se trazan las líneas que pasan por el origen (φDa = φNa = 0) y por los puntos mas al noroeste de cada zona (pendiente máxima para los puntos de la zona), calculándose la pendiente de cada línea; esta pendiente es el valor del coeficiente A/B en cada zona. La pendiente de una línea recta en la gráfica φDa vs φNa se calcula tomando dos puntos x e y de la línea, dividiendo la diferencia φDay - φDax (en el eje vertical) por la diferencia φNay - φNax (en el eje horizontal); adoptando el origen como punto x (φDax = φNax =0), la división se reduce a φDay /φNay lo cual facilita los cálculos.

(11-24)

Figura 11-6

La Figura 11-6 muestra gráfica φDa vs φNa en una formación arcillosa con zonas de agua, zonas de aceite y zonas de gas. Los valores del coeficiente A/B en cada zona son: •

en la zona de gas, tomando el punto y con φDay = 45 pu y φNay 11.25 pu resulta:

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Capítulo 11: Arcillosidad

 φ Da  45  A  = = 4.0   =   B  gas  φ Na  1125 . max( gas ) •

(11-24a)

en la zona de aceite, tomando el punto y con φDay = 45 pu y φNay 33 pu resulta:

 φD  45  A =  a  = = 136 .    B  aceite  φ Na  33 max( aceite ) •

(11-24b)

en la zona de agua, tomando el punto y con φDay = 45 pu y φNay 45 pu resulta, como cabe esperar en zonas (limpias y acuíferas) donde la porosidad aparente de densidad es igual a la porosidad aparente de neutrón:

 φD  45  A =  a  = = 10 .    B  agua  φNa  45 max( agua )

(11-24c)

En cualquiera de los tres casos, después de identificar la línea con el valor A/B adecuado, el método gráfico tradicional permite evaluar rápidamente la arcillosidad o volumen de lutita o “shale” de la gráfica ρb vs φN ó φDa vs φNa indistintamente. Para ello, como muestra la Figura 11-7 para el caso de A/B = 1.36, una vez localizado el punto C de lutita o “shale” (de lecturas de los registros en zonas de lutitas o “shales”) y el punto de matriz D, para evaluar el valor de vshDN de un cierto nivel, basta trazar una paralela a la línea CD que une los puntos de lutita o “shale” y de matriz. La intersección de esta línea con la línea de formación limpia (la que define el valor de A/B para la zona en estudio) define el punto B que permite determinar el valor de la ‘porosidad corregida por arcillosidad’ (como se muestra en el párrafo 6 de este capítulo) y el valor de la arcillosidad vshDN dividiendo la longitud del segmento AB (que une el punto de registro A, el que representa la formación arcillosa, con el punto B corregido por arcillosidad) por la longitud del segmento CD (que une el punto de arcilla C con el de matriz D).

Figura 11-7

En el ejemplo, la arcillosidad o volumen de lutita o “shale” de la zona representada por el punto A es:

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Capítulo 11: Arcillosidad

v shDN = AB ÷ CD = A

118 . cm = 0.184 = 18.4% 6.4 cm

(11-24d)

2. 2. 1. 1. Análisis detallado de la gráfica densidad-neutrón para arenas arcillosas La Figura 11-8 muestra los efectos de cada uno de los tres tipos de arcilla que pueden contaminar la formación: estructural, laminada y dispersa. En arenas arcillosas, debido a la densidad de la matriz ser constante (entre 2.65 y 2.68 gr/cc) es práctica común efectuar la interpretación utilizando las porosidades de densidad y neutrón en matriz arenisca en vez de usar los registros de densidad y de neutrón en matriz caliza, como se hace en litologías complejas. La Figura 11-9 muestra un diagrama de densidad-neutrón adecuado para el análisis de arenas arcillosas con A/B = 1 Figura 11-8 (zona acuífera y/o con hidrocarburos pesados). En esta figura la línea CD representa una roca sin porosidad compuesta de arena y lutita, en la que las fracciones arena y lutita varían a lo largo de la línea, desde vsh = 0% y vS = 100% en D, hasta vsh = 100% y vS = 0% en C. Siendo φ = 0, en cualquier punto de esta línea debe cumplirse que vsh + vS = 1 (100%). Puede considerarse que al moverse a lo largo de esta línea se substituye matriz arenosa por lutita o “shale” manteniendo vsh + vS = 1 (100%). Los puntos localizados sobre la línea AB , trazada por el punto de registro A y paralela a la línea CD (en la cual la porosidad φ es constante, igual a 0), pueden ser considerados como teniendo todos las misma porosidad (porosidad constante, mayor que 0), igual a la de B. Los puntos A, B, C y D y las líneas de la Figura 11-8 pueden ser analizados de la siguiente manera: •

El punto C, con φN >> φD es graficado utilizando los valores de registros en zonas de lutitas o “shales”, representa un volumen de roca con 100% de arcillosidad, sin matriz arenosa y sin porosidad efectiva.



El punto D, graficado utilizando valores cero de porosidad densidad y neutrón, representa un volumen de roca con 100% matriz arenisca, sin arcillosidad y sin porosidad efectiva.

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Figura 11-9

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Capítulo 11: Arcillosidad



Si la gráfica cubriera porosidades mayores, la línea de φN = φD que parte del punto D alcanzaría el punto φN = φD= 100% (lectura de los registros en 100% agua), representando combinaciones de arenisca y porosidad con agua; la porosidad aumenta (y el volumen de arenisca disminuye) hacia el noreste de la gráfica. En cualquier punto de esta línea debe cumplirse que φ + vS = 1 (100%). Puede considerarse que al moverse a lo largo de esta línea se substituye matriz arenosa por porosidad.



El punto A, con φN > φD es graficado utilizando los valores de registros en zonas arcillosas sin efectos de hidrocarburos livianos, representa un volumen de roca que combina arenisca arcilla y porosidad efectiva (con agua y/o aceite pesado).



El punto B, con φN = φD representa, por estar sobre la línea de formaciones limpias (combinaciones de matriz arenosa y porosidad, sin lutita o “shale”), una formación con la misma porosidad que la representado por el punto A, ya que la línea AB fue trazada por el punto A, paralela a la línea CD . Expresado de otra manera, al moverse a lo largo de esta línea se substituye matriz arenosa por lutita o “shale” (la porosidad es constante) manteniendo el volumen total constante e igual a 1 (100%).



Resumiendo, el punto B representa una formación con la misma porosidad y mismo contenido de fluidos que la del punto A, sin el efecto de arcillosidad en los registros de densidad y neutrón.

Los registros de resistividad correspondientes al nivel arcilloso analizado continúan afectados por la lutita o “shale” en la formación; este efecto es considerado en las ecuaciones de saturación (ecuaciones 2-26 y 226a, 2-27 y 2-27a, 2-28 y 2-28a) al calcular las saturaciones de agua en las zonas lavada y virgen, utilizando las porosidades corregidas por efectos de arcilla y de hidrocarburos. 2. 2. 2. Indicador de arcillosidad obtenido de sónico-densidad Esta combinación es equivalente a la densidad-neutrón y se la recomienda para ser utilizada cuando no existe registro de neutrón, reemplazando los parámetros de neutrón por los de sónico en la ecuación. El ‘indicador de arcillosidad obtenido de sónico-densidad’ vshSD tiene la característica de ser menos sensible a los cambios de litología. Al igual que para densidad-neutrón, no se recomienda usar este indicador en zonas con pozo en malas condiciones. 2. 2. 3. Indicador de arcillosidad obtenido de neutrón-sónico Esta combinación es equivalente a la densidad-neutrón y se la recomienda para ser utilizada cuando no existe registro de densidad, reemplazando los parámetros de densidad por los de sónico en la ecuación. Al igual que para densidad-neutrón y sónico-densidad, no se recomienda usar el ‘indicador de arcillosidad obtenido de neutrón-sónico’ vshNS en zonas con pozo en malas condiciones. 3. Determinación de la arcillosidad en el intervalo de interés Cada uno de los indicadores utilizados genera valores de arcillosidad que son una buena aproximación de la verdadera arcillosidad de la formación si las condiciones son favorables para el indicador considerado; en caso contrario, en condiciones desfavorables, el indicador genera valores excesivos de arcillosidad. El menor de los valores obtenidos entre varios indicadores será entonces la mejor aproximación del verdadero valor de la arcillosidad de la formación. Se recomienda utilizar el mayor número posible de indicadores para poder cubrir una amplia gama de condiciones, tales como porosidades altas y bajas, saturaciones de agua altas y bajas, contenido de lutita altos y bajos. 4. Indicadores de arcillosidad en interpretaciones procesadas por computadora Los indicadores de arcillosidad discutidos son adecuados para la interpretación manual de registros. Página 10

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Esta metodología puede ser utilizada en interpretaciones procesadas por computadora; sin embargo, en estos casos generalmente se adoptan otros criterios, tales como: •

Efectuar la solución simultánea de todas las ecuaciones de respuesta de los registros disponibles, para encontrar los volúmenes de cada mineral (incluyendo la lutita o “shale”) y de cada tipo de fluido en la formación, los cuales constituyen la solución mas probable de la interpretación. Este método estadístico es adecuado para interpretación por computadora y de esta manera se analizan los registros a cada nivel de profundidad (a cada ½ pie de pozo), repitiendo el proceso en el siguiente nivel (subiendo ½ pie de pozo), hasta procesar todo el intervalo.



Definir la lutita o “shale” como una roca porosa conteniendo agua adsorbida o “bound” (que no puede ser desplazada) con salinidad específica que puede diferir de las salinidades del agua de formación y del filtrado. Esta forma de analizar la arcillosidad es la utilizada por el ‘modelo de doble agua’ o DWM (“DualWater-Model”), adecuado para procesamiento por computadora.

5. Introducción a la interpretación de formaciones arcillosas A continuación, a título de introducción a la interpretación de formaciones arcillosas, se destacan algunos conceptos relevantes a la corrección de los registros por efecto de lutita o “shale”. 6. Corrección por efecto de arcillosidad El concepto de ‘corrección del efecto de arcillosidad’ en los registros significa obtener un nuevo valor de cada registro en la zona arcillosa que represente el valor que el registro habría obtenido en la formación si ésta hubiera tenido la misma porosidad efectiva pero no hubiera tenido lutita o “shale”; el concepto equivale a predecir la lectura de un registro en una formación igual a la verdadera, en la cual se substituye el volumen de lutita o “shale” por matriz (para no alterar el valor de la porosidad), tal como se trata en el párrafo 2.2.1.1 de este capítulo. La gráfica densidad-neutrón de la Figura 11-8 Permite obtener la expresión para la porosidad de densidad del punto B (corregido por arcillosidad):

φ DB

= φ D A − v sh A ⋅ φ Dsh

(11-25)

corr

φ NB

= φ N A − v sh A ⋅ φNsh

(11-26)

corr

a

y para la porosidad de neutrón: a

Al comparar las porosidades aparentes corregidas por arcillosidad, se deben aplicar los criterios citados en el párrafo 1.4.1 del Capítulo 12. 6. 1. Formaciones arcillosas de litología compleja En general, en estas formaciones la densidad de la matriz varía de nivel para nivel. Por lo tanto no puede utilizarse la gráfica de φD vs φN ya que no se dispone de un valor constante de densidad de matriz para transformar el registro de densidad en porosidad a lo largo de la zona en estudio, sino que se debe trabajar con la gráfica de densidad-neutrón. Por la misma razón, no puede dibujarse la línea que une los puntos de lutita o “shale” con el de matriz (varía de nivel a nivel) lo que impide efectuar la corrección por arcillosidad manteniendo la porosidad constante. El primer paso es efectuar gráficamente la corrección por arcillosidad a la formación en estudio a lo largo de la línea que une el punto de lutita o “shale” con el punto de registro, representando en la gráfica densidad10-Nov-97

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neutrón la misma formación arcillosa en estudio sin el volumen de lutita (corregida por arcillosidad) pero con diferente porosidad que la representada por el punto de registro. Esta operación, que será ilustrada con ejemplos en los capítulos correspondientes, localiza un punto en la gráfica densidad-neutrón que representa la misma formación arcillosa corregida por arcillosidad (sin los efectos de la arcillosidad) con densidad de matriz correcta pero con porosidad φx > φ y volumen de matriz vmax > vma (tanto la porosidad como el volumen de matriz indicados son mayores que los de la formación arcillosa). Si existen hidrocarburos livianos, el segundo paso es determinar en la gráfica la dirección de la corrección por efecto de hidrocarburos, para localizar el punto representativo de la formación sin arcillosidad y sin hidrocarburos. De esta manera pueden determinarse nuevos valores de densidad de matriz correcta, de porosidad φx > φ y de vmax > vma para cada intervalo analizado. En ambos casos se determina la porosidad φ = φx·(1-vsh) y el volumen de matriz vma = vma x·(1-vsh) según se demuestra a continuación. La ecuación 11-18 de respuesta del registro de densidad para una formación arcillosa de porosidad φ, corregida por arcillosidad (aumentando la porosidad) puede ser escrita como:

ρ blog − v sh ⋅ ρ bsh = φ ⋅ ρ b fl + v ma ⋅ ρ b ma = ρ b corrx

(11-27)

El volumen de formación representada por este nuevo valor de densidad es φ + vma = 1 - vsh < 1 (ó < 100%). Dividiendo esta última expresión por 1-vsh resulta [φ / (1-vsh)] + [vma / (1-vsh)] = 1 (ó 100%) y dividiendo la ecuación 11-27 por 1-vsh resulta:

ρ b corrx 1 − v sh

=

v φ ⋅ ρ b fl + ma ⋅ ρ b ma 1 − v sh 1 − v sh

(11-28)

Por lo cual puede interpretarse que ρbcorrx/(1-vsh) representa el valor de densidad corregido de una formación limpia (sin efectos de lutita o “shale”) con porosidad φ / (1-vsh) y volumen de matriz vma / (1-vsh). Si se definen el valor de densidad corregido ρbcorr = ρbcorrx /(1-vsh), la porosidad φx = φ / (1-vsh) y el volumen de matriz vmax = vma / (1-vsh), puede escribirse la ecuación de respuesta de esta formación limpia:

ρ b corr = φ x ⋅ ρ b fl + v max ⋅ ρ b ma

(11-29)

donde φx + vmax = 1 (ó 100%), lo que demuestra la corrección del método propuesto. El valor ρbcorrx representa la densidad de una formación de volumen 1-vsh que corresponde a retirar el volumen de lutita o “shale” de la formación arcillosa original, substituyéndolo por volúmenes proporcionales de matriz y de porosidad (manteniendo la proporción de fluidos en ella). El factor de aumento de los volúmenes de matriz y de porosidad es 1/(1-vsh).

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Capítulo 12: Formaciones Arcillosas de Litología Simple

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Resumen: Discusión de la metodología de interpretación manual en formaciones arcillosas de litología simple. Se asume conocimiento total del Capítulo 9: Formaciones Limpias, y Capítulo 11: Arcillosidad. 1. Formaciones arcillosas de litología simple La designación de formaciones arcillosas de litología simple se refiere a cualquier formación arcillosa en la cual la composición de la matriz no-arcillosa contiene un único mineral (por ejemplo, cuarzo) o también puede ser una combinación de varios minerales (podría ser considerada como litología compleja), si las proporciones de los minerales se mantiene razonablemente constante, como por ejemplo, arenisca compuesta de cuarzo con pequeñas proporciones de otros minerales mas pesados, con una densidad de matriz ρbma e índice de hidrógeno de matriz φNma prácticamente constantes en el intervalo considerado. En este curso consideraremos como litología compleja a la combinación de varios minerales cuando las proporciones de los minerales varía continuamente dentro del intervalo analizado. A continuación se describe la secuencia de interpretación para formaciones arcillosas de litología simple. 1. 1. Determinación de la densidad de la matriz no arcillosa Asumiendo que la densidad ρbma de la matriz no arcillosa es constante, puede determinarse su valor con facilidad utilizando una gráfica de densidad neutrón graficando los valores ρb y φN de los registros en niveles limpios (no arcillosos) sin efectos de hidrocarburos livianos (acuíferos o con hidrocarburos pesados). Si la matriz no arcillosa contiene un único mineral, estos puntos deben graficar a lo largo de una de las líneas de litología definidas para arenisca, caliza y dolomía; si la matriz no arcillosa contiene dos minerales, estos puntos deben graficar a lo largo de una líneas intermedia entre las de los minerales considerados. El valor de la densidad ρbma de la matriz no arcillosa puede ser leída en la intersección de esta línea con la que une los puntos de porosidad cero de los dos minerales considerados.

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Figura 12-1

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La Figura 12-1muestra un ejemplo con lecturas de densidad ρblog = 2.34 gr/cc y de neutrón φNLlog = 25 pu en una zona limpia, representados en el punto P. La litología puede ser interpretada como caliza dolomitizada (el punto P está entre las líneas de caliza y dolomía) y su porosidad puede ser estimada uniendo puntos de igual porosidad de caliza y dolomía e interpolando la posición del punto P entre las dos líneas de porosidad que lo rodean; en este caso, las de φ = 23 pu y 24 pu. Se estima la porosidad del nivel representado por el punto P en 23.4 pu. La densidad de la matriz es estimada trazando una línea por el punto P equidistante de las líneas de caliza y dolomía hasta encontrar la línea que une los puntos de φ = 0 de caliza y dolomía. En esta intersección puede leerse la densidad de matriz en la escala vertical, resultando aproximadamente 2.752 gr/cc para el punto P. Esta determinación debe ser efectuada en varios niveles limpios para verificar que la densidad de la matriz no arcillosa es razonablemente constante para todos los niveles de la zona y así confirmar que el método puede ser aplicado. La interpretación también requiere que sean incluidos niveles en zonas de lutitas o “shales”. Con la densidad de matriz encontrada en el análisis de los niveles limpios y asumiendo que el fluido en a porosidad tiene las características del filtrado, debe calcularse la ‘porosidad aparente de densidad’ de todos los valores de densidad a ser utilizados en la interpretación, incluyendo los niveles en zonas de lutitas o “shales” utilizando la ecuación 7-9 que, para la zona del ejemplo de la figura 12-1 con filtrado de ρbmf = 1.1 gr/cc sería:

φ Da =

2.752 gr /cc − ρblog 2.752 gr /cc − 11 . gr /cc

=

2.752 − ρblog (en gr /cc ) 1652 .

(12-1)

Si la densidad de las lutitas o “shales” obtenida del registro es de 2.45 gr/cc, la ‘porosidad aparente de densidad de las lutitas’ que deberá ser utilizado para interpretar los niveles de la zona en estudio puede ser calculado con la ecuación anterior, substituyendo el valor de 2.45 en el lugar de ρblog (en gr/cc):

φ Da sh =

2.752 gr /cc − ρb logsh 2.752 gr /cc − 11 . gr /cc

=

2.752 − 2.45 0.302 = = 0.183 = 18.3 pu 1652 . 1652 .

(12-1a)

1. 2. Adecuar la porosidad de neutrón a la matriz encontrada El siguiente paso es expresar los valores de porosidad de neutrón (generalmente presentados en el registro en matriz caliza) en la verdadera matriz evaluada con la gráfica de densidad-neutrón. En el ejemplo de la Figura 12-1 el punto P tiene lectura de registro φNLlog = 25 pu mientras que la porosidad determinada en la gráfica es de 23.4 pu; por lo tanto, una forma rápida de expresar las porosidades de neutrón en la verdadera matriz encontrada (que en este ejemplo es diferente de caliza, utilizada para presentar el registro), es disminuir todos los valores de neutrón obtenidos del registro en 1.6 pu (25.0 pu - 23.4 pu) obteniéndose en cada nivel la ‘porosidad aparente de neutrón’ adecuada a la matriz encontrada, las que serán utilizadas en la interpretación. Si la porosidad neutrón de las lutitas o “shales” obtenida del registro es de 42 pu, la ‘porosidad aparente de neutrón de las lutitas’ será de φNash = 42 pu - 1.6 pu = 40.4 pu. 1. 3. Determinación de la arcillosidad A continuación debe determinarse la arcillosidad o volumen de lutita o “shale” en cada nivel en estudio, aplicando los métodos discutidos en el Capítulo 11. Se recomienda no interpretar niveles que presenten arcillosidad mayor que 50% ya que estos niveles probablemente no tendrán permeabilidad suficiente para ser económicamente interesantes.

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1. 4. Corrección de las porosidades aparentes por efecto de arcillosidad El próximo paso es corregir las porosidades aparentes de neutrón y densidad de cada nivel en estudio por el efecto de la arcillosidad de cada nivel, utilizando las ecuaciones 11-25 y 11-26. Con os valores utilizados en el ejemplo visto, sería para las porosidades de densidad:

φ DB

corr

= φD A − v sh A ⋅18.3 pu

(12-2)

= φN A − v sh A ⋅ 40.4 pu

(12-3)

a

y para las porosidades de neutrón:

φ NB

corr

a

1. 4. 1. Comparación de las porosidades aparentes corregidas por efecto de arcillosidad Las porosidades φDacorr y φNacorr de densidad y neutrón corregidas por matriz y por efecto de arcillosidad deben ser comparadas con los siguientes criterios: •

φDacorr = φNacorr → no existe efecto de hidrocarburos livianos en los registros de densidad y neutrón. Pueden existir hidrocarburos livianos en la formación, pero no están en la zona investigada por los registros al momento de la medición (la invasión profunda frecuentemente presenta esta “anomalía”). Debe verificarse si el nivel correspondiente está realmente por debajo de la zona de hidrocarburos livianos; si no fuese así, deben verificarse todos los datos, ya que existe una contradicción.



φDacorr > φNacorr → existe efecto de hidrocarburos livianos en los registros de densidad y neutrón. La porosidad es menor que la indicada por la densidad (ya corregida por arcillosidad) pero mayor que la indicada por el neutrón (ya corregida por arcillosidad), o sea que φDcorr > φ > φNcorr y deben aplicarse los métodos indicados para determinar el valor de la porosidad. Debe verificarse si el nivel correspondiente está realmente en la zona de hidrocarburos livianos; si no fuese así, deben verificarse todos los datos, ya que existe una contradicción.



φDacorr < φNacorr → significa que después de haber corregido los registros por los efectos de arcillosidad continúa existiendo ‘efecto de arcillosidad’ con porosidad de neutrón mayor que la porosidad de densidad. Deben verificarse todos los datos, ya que existe una contradicción.

Generalmente las contradicciones mencionadas son generadas por que el volumen de lutita o “shale” determinado en la formación es menor que el verdadero o por que la matriz es diferente de la supuesta. Para interpretar zonas que no contienen efectos de hidrocarburos livianos (en las que φDacorr = φNacorr) se debe pasar al párrafo 1.7 de este capítulo. 1. 5. Corrección por efectos de hidrocarburos En las zonas que presentan efectos de hidrocarburos livianos (donde φDacorr > φNacorr) debe determinarse el valor de φ1 (una primera aproximación de la porosidad), luego usando esta porosidad φ1 debe calcularse el valor de Shr (‘saturación residual de hidrocarburos’ en la zona lavada). Finalmente se aplica una corrección ∆φ (que depende del valor encontrado para la saturación Shr) a la porosidad φ1, con lo que se estima la porosidad del nivel φ = φ1 + ∆φ. Este procedimiento también puede ser efectuado gráficamente (Figura 9-1). Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar el valor de la porosidad φ1 así como de la corrección ∆φ. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. 1. 5. 1. Cálculo manual 10-Nov-97

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El proceso de cálculo manual para determinar la porosidad corregida por efectos de hidrocarburos livianos y la ‘saturación residual de hidrocarburos’ (y de agua) en la zona lavada es el siguiente: •

Determinar una primera aproximación para la porosidad de la formación: Considerando que el efecto de los hidrocarburos livianos es mayor en el registro de neutrón que en el densidad, la siguiente ecuación (ver ecuación 9-7a, Capítulo 9) permite obtener una primera estimativa de la porosidad de la formación:

φ1 =

2 ⋅ φ Na

corr

+ 7 ⋅ φ Da

corr

(12-4)

9



Determinar una primera aproximación de la ‘saturación residual de hidrocarburos’ en la zona lavada: Con la porosidad φ1 (aproximada), el volumen vsh de arcilla y la resistividad Rxo de la zona lavada, puede calcularse la saturación Sxo de agua de la zona lavada y, consecuentemente, la ‘saturación residual de hidrocarburos’ Shr en la misma zona. Para ello debe usarse una de las tres ecuaciones presentadas en el párrafo 1.9 de este capítulo; en caso de utilizar la ecuación de Indonesia, la Figura 12-2 permite estimar gráficamente el valor de vsh elevado al exponente 1-vsh/2. Con el valor de Sxo se determina la ‘saturación residual de hidrocarburos’ en la zona lavada Shr = 1 - Sxo



Estimar el valor de la porosidad: Con los valores de φ1 y Sxo puede corregirse la porosidad φ1 por efecto de hidrocarburos y así determinar el valor de la porosidad del nivel en estudio (ver ecuación 9-7b, Capítulo 9):

φ = φ1 ⋅ (1 − 01 . ⋅ Shr )

(12-5)

Figura 12-2

1. 6. Determinación de la densidad de los hidrocarburos Para determinar la densidad de los hidrocarburos debe seguirse el mismo procedimiento indicado en el párrafo 9.1.1.2.1 del Capítulo 9, considerando que las porosidades de densidad y neutrón deben estar expresadas en la matriz correcta y también deben estar corregidas por arcillosidad. 1. 7. Determinación de la resistividad del agua de formación Para determinar la resistividad Rw del agua de formación (o confirmar su valor si ya se lo conoce, validando de esta manera los registros de resistividad y porosidad) se deben aplicar los métodos discutidos en el Capítulo 9. 1. 8. Determinación de las saturaciones de agua en las zonas lavada y virgen Página 4

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Las siguientes ecuaciones permiten evaluar las saturaciones de agua en las zonas lavada y virgen de formaciones arcillosas. En zonas donde no existe el efecto de hidrocarburos livianos, la porosidad a ser utilizada es la determinada según se trató en el párrafo 1.4 de este capítulo; ya en zonas donde existe efecto de hidrocarburos livianos, la porosidad a ser utilizada es la determinada según se trató en los párrafos 1.5 ó 1.5.1 de este capítulo; en estas zonas, la determinación de porosidad incluye el cálculo de la saturación Sxo de agua en la zona lavada, por lo que solamente falta la determinación de la saturación Sw de agua en la zona virgen. A continuación se incluyen las ecuaciones 2-26 a 2-28 y 2-26a a 2-28a, que permiten determinar los valores de la saturación de agua en las zonas lavada y virgen:

Ecuación

Zona virgen

Zona Lavada

  1− vsh    v sh 2 1 φm / 2  n / 2 = +  ⋅ Sw Rt  Rsh a ⋅ Rw   

Indonesia

 v2 1 φm / 2  n / 2  ⋅ Sw =  sh + Rt  Rsh a ⋅ Rw 

Nigeria

Simandoux

2 1 v sh φ m ⋅ Swn ⋅ Swn / 2 = + 2 Rt Rsh a ⋅ Rw ⋅ (1 − v sh )

1 Rxo

  1− vsh   v sh 2 φm / 2 = + a ⋅ Rmf  Rsh 

 v2 1 φm / 2 =  sh + Rxo  Rsh a ⋅ Rmf

  n/2  ⋅ Sxo  

 n/2  ⋅ Sxo 

n 1 φm ⋅ Sxo v 2 ⋅ Sn /2 = sh xo + 2 Rxo Rsh a ⋅ Rmf ⋅ (1 − v sh )

La diferencia básica entre estas tres ecuaciones es la forma en que cada una trata la arcillosidad, ya que las tres ecuaciones producen el mismo resultado (la ecuación de Archie) cuando el volumen de lutita o “shale” es cero:

Ecuación

Zona virgen



Archie

Zona Lavada

(vsh = 0) Indonesia con vsh = 0

1

Nigeria con vsh = 0

1

Simandoux con vsh = 0

Rt

Rt

=

=

φ m / 2 ⋅ Swn / 2

1

a ⋅ Rw

Rxo

φ m / 2 ⋅ Swn / 2

1

a ⋅ Rw

Rxo

1 φ m ⋅ Swn = Rt a ⋅ Rw



Archie

(vsh = 0)

=

=

n/2 φ m / 2 ⋅ Sxo

a ⋅ Rmf n/2 φ m / 2 ⋅ Sxo

a ⋅ Rmf

n 1 φm ⋅ Sxo = Rxo a ⋅ Rmf

Cuando vsh = 0, las tres ecuaciones de saturación se reducen a la ecuación de Archie: 10-Nov-97

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n

Zona virgen: Sw = Ro /Rt

zona lavada: Sxo = Rozl /Rxo

en las que la resistividad cuando la saturación de agua es de 100% es: Ro = F ·Rw

Rozl = F · Rmf

en donde el factor de formación F depende de la porosidad: F = a /φm La experiencia local normalmente indica cuál de las ecuaciones es la que produce mejores resultados en cada área. En caso de no existir experiencia local y/o si aparecen discrepancias entre los valores determinados por métodos mas directos y los valores calculados en formaciones arcillosas con una de las ecuaciones de saturación, debe intentarse otras ecuaciones para verificar cuál es la mas adecuada a las condiciones particulares de cada yacimiento.

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Capítulo 13: Formaciones Arcillosas de Litología Compleja

Capítulo 13: Formaciones Arcillosas de Litología Compleja

Resumen: Discusión de la metodología de interpretación manual en formaciones arcillosas de litología compleja. Se asume conocimiento total del Capítulo 9: Formaciones Limpias, Capítulo 11: Arcillosidad, y Capítulo 12: Formaciones Arcillosas de Litología Simple). 1. Formaciones arcillosas de litología compleja La designación de formaciones de litología compleja se refiere a cualquier formación en la cual la composición de la matriz noarcillosa contiene varios minerales (por lo menos dos), las proporciones de los cuales varían continuamente dentro del intervalo analizado, caso común en carbonatos. Como ya se mencionó en el Capítulo 12, la combinación de varios minerales cuando las proporciones se mantienen razonablemente constantes, es considerada como litología simple. La composición de la litología es frecuentemente conocida de muestras, o del conocimiento geológico local, o de pozos vecinos. En los casos en que no se Figura 13-1 dispone de esta información pueden identificarse los minerales que constituyen la roca a partir de gráficas obtenidas de las lecturas de los registros densidad-neutrón y de factor fotoeléctrico, preferentemente en zonas limpias y acuíferas. En caso de identificarse tres minerales en la matriz no arcillosa, generalmente es posible dividir el intervalo en zonas con dos minerales cada una, para efectuar el análisis que se describe a continuación; este análisis también puede ser aplicado a niveles que contienen tres minerales, si el valor de la porosidad obtenido de la gráfica densidad-neutrón no varía apreciablemente al considerar diferentes combinaciones de dos minerales. La Figura 13-1 ilustra este último caso: el punto A muestra un nivel con cuarzo, caliza y dolomía, con valores de registro ρb = 2.284 gr/cc y φNL = 25 pu, indicando una porosidad φDNa = 25.0 pu si la matriz es considerada como caliza pura, ó φDNa = 25.6 pu si se considera una combinación de cuarzo y dolomía. Esta diferencia de menos de 1 pu en la determinación de la porosidad φDNa debido a la incerteza en la composición exacta de la matriz no arcillosa permite una interpretación satisfactoria asumiendo apenas los dos minerales mas representativos en vez de los tres que realmente existen en la zona. 2. Procedimiento de interpretación para formaciones arcillosas de litología compleja A continuación se describe la secuencia de interpretación para formaciones arcillosas de litología compleja. No se utilizan las porosidades densidad-neutrón referidas a una matriz constante ya que la densidad de la matriz varía de nivel a nivel. Se usan los registros de densidad en gr/cc y de neutrón en matriz caliza.

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2. 1. Identificación de zonas con densidad de hidrocarburos constante Si no se dispone de información sobre la densidad de los hidrocarburos, es necesario efectuar, en niveles limpios de varias zonas con hidrocarburos, algunos cálculos preliminares del valor aproximado de la densidad de hidrocarburos para poder identificar las zonas con gas y con aceite. Por ejemplo, en zonas con carbonatos constituidos de proporciones variables de caliza y dolomía, se calcula la densidad ρhy de hidrocarburo asumiendo una matriz de caliza pura y se repite el cálculo asumiendo ahora una dolomía pura; de esta manera se obtienen dos valores límites para ρhy en esta zona. A continuación se ilustra el procedimiento mencionado; sean los siguientes datos para un nivel limpio: Rmf = 0.1 Ω·m @ BHT P = 0 ppm Rxo = 6.0 Ω·m •

ρblog = 2.22 gr/cc φNLlog = 16 pu vsh = 0

a=1 m=2 n=2

Asumiendo una matriz de caliza pura con ρma = 2.71 gr/cc se obtiene φDLa = 29 pu y φNLa = 16 pu; aplicando los procedimientos gráficos indicados en los párrafos 1.5 y 1.6 del Capítulo 12 puede determinarse la porosidad φ y la ‘saturación residual de hidrocarburos’ Shr con los siguientes pasos: ⇒ la primera aproximación de la porosidad es φ1 = 26 pu, con el cual se obtiene F = a/φm = 14.8 ⇒ la resistividad de la zona lavada si estuviese invadida (Sxo = 100%) es Rozl = F ·Rmf = 1.5 Ω·m ⇒ la saturación de agua en la zona lavada es Sxo = Rozl /Rxo = 0.5 = 50% n

⇒ la ‘saturación residual de hidrocarburos’ en la zona lavadas es Shr = 1 - Sxo = 0.5 = 50% ⇒ la corrección a aplicarse a la porosidad φ1 es ∆φ = -1.3 pu; por lo tanto φ = φ1 + ∆φ = 24.7 pu ⇒ con φNLa /φDLa = 0.55 se determina la densidad de hidrocarburo (caliza pura) ⇒ ρhyL = 0.45 gr/cc •

Repitiendo el procedimiento, asumiendo ahora una matriz de dolomía pura con ρma = 2.87 gr/cc se obtiene φDDa = 35 pu y φNDa = 8.5 pu. Los procedimientos gráficos indicados permiten determinar la porosidad φ y la ‘saturación residual de hidrocarburos’ Shr con los siguientes pasos: ⇒ la primera aproximación de la porosidad es φ1 = 29 pu, con el cual se obtiene F = a/φm = 11.9 ⇒ la resistividad de la zona lavada si estuviese invadida (Sxo = 100%) es Rozl = F ·Rmf = 1.2 Ω·m ⇒ la saturación de agua en la zona lavada es Sxo = Rozl /Rxo = 0.44 = 44% n

⇒ la ‘saturación residual de hidrocarburos’ en la zona lavadas es Shr = 1 - Sxo = 0.56 = 56% ⇒ la corrección a aplicarse a la porosidad φ1 es ∆φ = -1.7 pu; por lo tanto φ = φ1 + ∆φ = 27.3 pu ⇒ con φNDa /φDDa = 0.24 se determina la densidad de hidrocarburo (dolomía pura) ⇒ ρhyL = 0.20 gr/cc •

Resumiendo: en la zona representada por el nivel limpio analizado, cualquiera que sean las proporciones de caliza y dolomía en la composición de la matriz de caliza dolomitizada, la densidad de hidrocarburos está entre los límites de ρhyL = 0.45 gr/cc (matriz de caliza pura) y ρhyL = 0.20 gr/cc (matriz de dolomía pura).

Repitiendo este procedimiento en algunos otros niveles limpios, el intervalo portador de hidrocarburos a interpretar puede ser dividido en zonas de aceite y de gas. 2. 2. Determinación de la arcillosidad Una vez identificadas las zonas de agua, de aceite y de gas, debe determinarse la arcillosidad de cada nivel representativo en estas zonas; para ello pueden aplicarse los métodos vistos en el Capítulo 11. 2. 3. Determinación de litología y porosidad Página 2

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El procedimiento a seguir depende de estar en zonas con o sin efectos de hidrocarburos livianos (zonas con gas o zonas acuíferas o con hidrocarburos pesados). 2. 3. 1. Determinación de litología y porosidad en zonas sin efectos de hidrocarburos livianos Antes de corregir los efectos de hidrocarburos livianos se debe corregir el efecto de arcillosidad, según se trató en el párrafo 6.1 del Capítulo 11. Primero se localizan tres puntos en la gráfica densidad-neutrón: •

Punto S: representa los valores de densidad ρbsh y neutrón φNLsh en una lutita o “shale” próxima al nivel en estudio



Punto L: representa los valores de densidad ρblog y neutrón φNLlog del nivel en estudio



Punto X: representa la misma formación del punto L, sin el volumen vsh de lutita o “shale”.

Como no puede ‘retirar’ el volumen vsh de lutita o “shale” manteniendo el valor de la porosidad φ constante (porque la densidad de la matriz es desconocida ya que varía de nivel a nivel), se efectúa esta operación a lo largo de la línea que une el punto S de lutita o “shale” con el punto L de registros. Esta forma de corrección de la arcillosidad define el punto X representando una formación limpia con la misma matriz no arcillosa que tiene la formación arcillosa del punto L y con una porosidad y volumen Figura 13-2 de matriz mayores que en el punto L; la relación entre la porosidad φ de la formación arcillosa del punto L y la porosidad φX del punto X es:

φ = φ X ⋅ (1 − v sh )

(13-1)

En la figura 13-2 se ilustra el siguiente ejemplo de litología compleja en una zona acuífera (o con aceite pesado) de un carbonato constituido de proporciones variables de caliza, dolomía y lutita o “shale”, con los siguientes datos para un nivel arcilloso: ρblog = 2.43 gr/cc φNLlog = 22 pu

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ρbsh = 2.46 gr/cc φNLsh = 37 pu Capítulo 13 con 6 Páginas

vsh = 10%

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En la gráfica densidad-neutrón, una vez localizados los puntos L y S, se localiza el punto X extendiendo el segmento LS en la dirección del punto L, hasta que XL ÷ XS = v sh , en este caso, 0.1 (ó 10%).



La formación representada por el punto L puede ser considerada como una combinación de 10% de lutita o “shale” con 90% de una matriz limpia y porosa de densidad ρma = 2.762 gr/cc obtenida del punto X, el cual tiene coordenadas ρbX = 2.425 gr/cc y φNLX = 20.5 pu



La porosidad φX indicada por el punto X, obtenida interpolando entre las líneas de equiporosidad de 18 y 19 pu, es φX = 18.6 pu



La ecuación 13-1 permite calcular la porosidad φ de la formación arcillosa del punto L a partir de la porosidad φX del punto X: φ = φX ·(1- vsh) = 0.9*18.6 pu = 16.7 pu

La formación limpia, con porosidad φ = 16.7 pu y densidad ρma = 2.762 gr/cc (valores válidos también para la formación arcillosa del punto L) está representada por el punto A en la gráfica densidad-neutrón. 2. 3. 2. Determinación de litología y porosidad en zonas con efectos de hidrocarburos livianos En el caso de existir efectos de hidrocarburos livianos en la formación arcillosa con litología compleja, se efectúa el mismo procedimiento que se acaba de discutir para obtener el punto X representativo de la formación sin el volumen de lutita o “shale”, que ahora representa la formación limpia con efecto de hidrocarburos livianos. La corrección del efecto de hidrocarburos livianos se efectúa como en el párrafo 9.2 del Capítulo 9; primero se determina en la gráfica densidad-neutrón la dirección de la corrección por efecto de hidrocarburos, utilizando las ecuaciones 9-8 y 9-9 con un volumen de hidrocarburos en la zona investigada por los registros (‘porosidad con hidrocarburos’ φhy = φ ·Shr) igual a 0.1 ó 10 pu. Aplicando al punto X las correcciones obtenidas con estos valores, se obtiene el punto Y. La formación corregida por arcillosidad y por efecto de hidrocarburos livianos estará representada por un punto de la línea XY , dependiendo del verdadero valor de la ‘porosidad con hidrocarburos’ que generalmente es menor que los 10 pu asumidos para determinar la dirección XY . Para determinar valor de la ‘porosidad con hidrocarburos’, en una primera aproximación, se localiza la intersección de la línea XY con la línea de litología mas liviana considerada (en este caso, caliza), localizando el punto E; multiplicando la porosidad φE (obtenida del punto E) por 1-vsh se obtiene la porosidad φ y utilizando la ecuación de Indonesia, se calcula la saturación Sxo de agua de la zona lavada y con ella se obtiene la ‘saturación residual de hidrocarburos’ Shr para definir el valor de la ‘porosidad con hidrocarburos’ φhy = φ ·Shr correspondiente al nivel en estudio. Este volumen de hidrocarburos φhy = φ ·Shr puede ser localizado sobre la línea XY , definiendo un nuevo punto Z tal que XZ ÷ XY = φ hy ÷ 10pu del cual se obtiene un nuevo valor φZ para la porosidad, con el que se calcula un nuevo valor de ‘porosidad con hidrocarburos’ φhy = φ ·Shr correspondiente al nivel en estudio. Este proceso iterativo permite, en dos o tres ciclos, determinar la porosidad que permite calcular una ‘porosidad con hidrocarburos’ la cual al ser graficada sobre la línea XY indica la misma porosidad utilizada para calcular el volumen de hidrocarburos o ‘porosidad con hidrocarburos’; este punto también indica la litología de la matriz no arcillosa en el nivel arcilloso en estudio. La Figura 13-3 ilustra el ejemplo del mismo carbonato constituido de proporciones variables de caliza, dolomía y lutita o “shale”, mostrado en el párrafo anterior, ahora conteniendo hidrocarburos livianos:

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Viro Consultoria Ltda. ρblog = 2. 375 gr/cc φNLlog = 15.5 pu ρhy = 0.2 gr/cc (gas) vsh = 10%

Capítulo 13: Formaciones Arcillosas de Litología Compleja ρbsh = 2.46 gr/cc φNLsh = 37 pu ρmf = 1.0 gr/cc a=1

Rxo = 8.4 Ω·m Rsh = 1.0 Ω·m Rmf = 0.15 Ω·m @ 150°F m=n=2



De las gráficas de interpretación se obtiene el valor de la salinidad del filtrado: 20,000 ppm ó P = 0.02 6 (en ppm/10 )



En la gráfica densidad-neutrón se localizan los puntos L de registros y S de lutita o “shale”, y se determina la posición del punto X extendiendo el segmento LS en la dirección del punto L, hasta que XL ÷ XS = v sh , en este caso, 0.1 (ó 10%).



Figura 13-3 La formación representada por el punto X puede ser considerada como una combinación de 10% de lutita o “shale” con 90% de una matriz limpia y porosa, con efecto de hidrocarburos livianos y coordenadas ρbX = 2.365 gr/cc y φNLX = 13 pu



Se determina en la gráfica densidad-neutrón la dirección de la corrección por efecto de hidrocarburos utilizando las ecuaciones 9-8 y 9-9 con un volumen de hidrocarburos en la zona investigada por los registros (‘porosidad con hidrocarburos’ φhy = φ ·Shr) igual a 0.1 ó 10 pu, resultando: ∆ρb = 0.094 gr/cc∆φN = 10.8 pu



Aplicando al punto X las correcciones ∆ρb y ∆φN se obtiene el punto Y con coordenadas ρbY = 2.46 gr/cc y φNLY = 23.8 pu

La formación corregida por arcillosidad y por efecto de hidrocarburos livianos estará representada por un punto de la línea XY , dependiendo del verdadero valor de la ‘porosidad con hidrocarburos’ que generalmente es menor que los 10 pu asumidos para determinar la dirección XY . •

Para determinar valor de la ‘porosidad con hidrocarburos’, en una primera aproximación, se localiza la intersección de la línea XY con la línea de litología mas liviana considerada (en este caso, caliza), localizando el punto E con porosidad φE =17.9 pu ⇒ multiplicando esta porosidad φE por 1-vsh se obtiene una primera aproximación de la porosidad del nivel en estudio φ = φE ·(1-vsh) = 0.9*17.9 pu = 16.1 pu

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Capítulo 13: Formaciones Arcillosas de Litología Compleja

⇒ utilizando la ecuación de Indonesia, se calcula la saturación de agua de la zona lavada Sxo = 60% ⇒ con Sxo se obtiene la ‘saturación residual de hidrocarburos’ Shr = 1- Sxo = 40% ⇒ ahora, con los datos del punto E, puede evaluarse el valor de la ‘porosidad con hidrocarburos’ en el nivel en estudio: φhy = φ ·Shr = 0.4*16.1 pu = 6.4 pu •

Con este resultado puede localizarse el punto Z representativo de la formación en estudio, sin los efectos de hidrocarburos o de arcillosidad; este punto se encuentra sobre la línea XY tal que

XZ ÷ XY = φ hy ÷ 10 pu = 6.4pu ÷ 10 pu = 0.64 , del cual se obtiene un nuevo valor φZ = 18.6 pu para φ •

Multiplicando esta porosidad φZ por 1-vsh se obtiene un nuevo valor de la porosidad del nivel en estudio φ = φZ ·(1-vsh) = 0.9*18.6 pu = 16.7 pu



La densidad de matriz obtenida del punto Z, interpolando entre los valores de 2.71 gr/cc en la caliza y 2.87 gr/cc en la dolomía, indica una matriz de caliza dolomitizada de densidad ρma = 2.762 gr/cc

Repitiendo el ciclo de corrección por efecto de hidrocarburos, ahora con la porosidad φZ = 18.6 pu, pueden obtenerse valores mas exactos de porosidad φ así como de ‘porosidad con hidrocarburos’ o volumen de hidrocarburos y de densidad de la matriz no arcillosa. Generalmente se obtienen resultados aceptables después del segundo o tercer ciclo. 2. 4. Determinación de las saturaciones de agua en las zonas lavada y virgen Para determinar los valores de la saturación de agua en las zonas lavada y virgen, se aplica la misma metodología vista en el párrafo 1.8 del Capítulo 12. A continuación se repiten las ecuaciones utilizadas:

Ecuación

Indonesia

Nigeria

Simandoux

Zona virgen   1− vsh    v sh 2 1 φm / 2  n / 2 = +  ⋅ Sw Rt  Rsh a ⋅ Rw     v2 1 φm / 2  n / 2  ⋅ Sw =  sh + Rt  Rsh a ⋅ Rw  2 1 v sh φ m ⋅ Swn ⋅ Swn / 2 = + 2 Rt Rsh a ⋅ Rw ⋅ (1 − v sh )

Zona Lavada

1 Rxo

  1− vsh   v sh 2 φm / 2 = + a ⋅ Rmf  Rsh 

 v2 1 φm / 2 =  sh + Rxo  Rsh a ⋅ Rmf

  n/2  ⋅ Sxo  

 n/2  ⋅ Sxo 

n /2 n 2 1 φ m ⋅ Sxo v sh ⋅ Sxo = + 2 Rxo Rsh a ⋅ Rmf ⋅ (1 − v sh )

La diferencia básica entre estas tres ecuaciones es la forma en que cada una trata la arcillosidad, ya que las tres ecuaciones producen el mismo resultado (la ecuación de Archie) cuando el volumen de lutita o “shale” es cero. La experiencia local normalmente indica cuál de las ecuaciones es la que produce mejores resultados en cada área. En caso de no existir experiencia local y/o si aparecen discrepancias entre los valores determinados por métodos mas directos y los valores calculados en formaciones arcillosas con una de las ecuaciones de saturación, debe intentarse otras ecuaciones para verificar cuál es la mas adecuada a las condiciones particulares de cada yacimiento.

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Capítulo 14: Carbonatos con Porosidad Secundaria

Capítulo 14: Carbonatos con Porosidad Secundaria

Resumen: Visión general de las formaciones con porosidad secundaria, con énfasis en las fracturas, y discusión de las técnicas disponibles actualmente para la interpretación, con análisis de ventajas y desventajas de cada una. Se asume conocimiento total de los Capítulos 4 a 7 (que describen las herramientas de registro) y 9 (Formaciones Limpias). 1. Características de las fracturas Las fracturas en una roca son mucho mas fácil de ser visualizadas que otras características de la roca no perceptibles por nuestros cinco sentidos, tales como características eléctricas, sónicas o nucleares. Sin embargo, es mucho mas difícil detectar la presencia de fracturas en una roca en el subsuelo que medir las otras propiedades importantes para la evaluación del yacimiento. La importancia de la presencia de fracturas en el yacimiento radica en que muchos aspectos de la exploración, perforación y producción dependen de la detección y caracterización de las fracturas: • Las fracturas están abiertas o cerradas?

• Cuantas fracturas existen por metro de pozo?

• Cuál es la separación entre ellas?

• Cuál es su orientación preferencial?

Y tal vez la característica mas importante: • Las fracturas producirán hidrocarburos? En muchos yacimientos, especialmente en aquellos con baja porosidad y permeabilidad, la producción de un pozo está estrechamente relacionada al número de fracturas abiertas. Aunque solamente las pruebas dinámicas de pozo realmente prueban si las fracturas producirán hidrocarburos, la capacidad de localizar fracturas abiertas a partir de registros de pozo es de fundamental importancia. 1. 1. Definición de fractura Una fractura es una superficie en un material en la cual ocurrió una pérdida de cohesión (Figura 14-1). Cuando las caras de la fractura se mueven perpendicularmente entre sí, la fractura se denomina de junta o “joint”. Cuando una cara se desliza respecto a la otra, sin separarse, la fractura se denomina de falla o “fault”. Se denominan ‘microfracturas’ a las fracturas con menos de 1 cm de longitud y apertura de fracciones de milímetro. Este término es generalmente aplicado para describir las fracturas observadas con la ayuda de un microscopio. El cuadro de la derecha define algunos de los parámetros mas importantes para caracterizar las fracturas. El conocimiento de estos parámetros es fundamental para entender como se desplazan los fluidos en un yacimiento fracturado. 10-Nov-97

Echado o “dip”: es el ángulo formado por las superficies de la fractura y un plano horizontal, medido en la dirección de mayor inclinación. Rumbo o “strike”: es la orientación de la recta formada por la intersección del plano de la fractura y un plano horizontal.

Apertura o “aperture”: es la distancia entre las dos caras de la fractura; generalmente varía de punto a punto a lo largo de la fractura.

Cementación

o “cementation”: las fracturas pueden estar parcial o totalmente llenas con minerales, precipitados de los fluidos de la formación (arenisca, caliza, dolomía, lutita o “shale”, o material de las caras, pulverizado durante su desplazamiento, disminuyendo la permeabilidad en la fractura.

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2. Detección de fracturas A continuación se describen los métodos de detección de fracturas sin utilizar registros, los métodos tradicionales que utilizan registros, los métodos modernos que utilizan imágenes obtenidas de registros y los métodos que utilizan procesamientos por computadora. 2. 1. Métodos de detección de fracturas sin utilizar registros Se describen las dos técnicas mas comunes de detección de fracturas sin utilizar registros.

Figura 14-1

2. 1. 1. Detección de fracturas con núcleos orientados La mejor técnica para evaluar fracturas es el análisis de núcleos orientados. Esta técnica puede definir el echado, el rumbo, la apertura de las fracturas, determinar la densidad de fracturas en la roca y suministrar datos sobre la resistencia mecánica de la roca y de características de flujo de fluidos en las fracturas. Sin embargo, obtener núcleos orientados es una operación demorada, cara y frecuentemente imposible de ser efectuada. En rocas friables o densamente fracturadas es prácticamente imposible recuperar núcleos representativos ya que el material se desagrega cuando el núcleo es cortado; además, al retirar el núcleo de la influencia de los esfuerzos existentes “in-situ” se alteran (o se destruyen) las características relacionadas al estado tensional de la roca. 2. 1. 2. Detección de fracturas con empacador de impresión Otra técnica de caracterización de fracturas es la de empacadores de impresión, los que son vejigas inflables o “bladders” con una cobertura blanda, fácilmente deformable. Estos empacadores son bajados a la profundidad deseada e inflados hasta que la cobertura blanda es apretada contra la pared del pozo adaptándose a sus irregularidades. El empacador es desinflado y recuperado para ser examinado y así identificar las marcas producidas por las fracturas en la cobertura blanda. Esta técnica es usada casi exclusivamente para detectar fracturas inducidas hidráulicamente. Una limitación importante de este método, además de las limitaciones del tiempo de equipo necesario y del costo de la operación, es el hecho que muchas formaciones fracturadas tienen las paredes del pozo muy irregulares o derrumbadas, lo que puede resultar en la destrucción de la vejiga inflable. 2. 2. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando registros Las técnicas tradicionales que usan registros para caracterizar fracturas son históricamente exitosas en condiciones de pozo adecuadas a cada técnica en particular. Todas las técnicas dan buenos resultados si el pozo tiene características adecuadas, y prácticamente ninguna de ellas da buenos resultados en todas las condiciones posibles de pozo. Debe identificarse cuál técnica produce buenos resultados, cuáles son las características particulares del pozo y entender porqué esta técnica produce buenos resultados en estas condiciones particulares. 2. 2. 1. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando el registro sónico El análisis de la forma de onda obtenida con el registro sónico es probablemente la técnica tradicional mas comúnmente utilizada para detectar fracturas. Su gran ventaja es que esta técnica puede aplicarse en todo tipo de lodos. Existen por lo menos seis formas de utilizar las formas de onda; algunas son conocidas hace años, pero hasta recientemente no se disponía de la tecnología necesaria para la obtención de la información de entrada necesaria. Página 2

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Cuando una onda acústica alcanza una fractura, parte de la energía es reflejada regresando dentro de la roca y otra parte continúa dentro de la fractura como onda en el fluido. Este proceso es conocido como conversión de modo o “mode-conversion”. Una segunda conversión ocurre cuando la onda en el fluido alcanza la otra cara de la fractura donde parte de la energía es reflejada regresando dentro de la fractura y otra parte continúa dentro de la roca como ondas compresionales, de cizallamiento y ondas Stoneley. 2. 2. 1. 1. Registro sónico: pérdida de energía por conversión de modo Puede detectarse la presencia de fracturas midiendo la pérdida de Figura 14-2 energía de sónico por conversión de modo. Sin embargo, existe una dificultad, ya que también ocurre pérdida de energía cuando el pozo está en malas condiciones y cuando existen cambios de litología, especialmente envolviendo lutitas o “shales” poco compactadas. El registro de diámetro de pozo o “caliper” puede ayudar identificando los cambios en el diámetro del pozo. Otra dificultad es que en fracturas sub-verticales (echado > 50°) no ocurre pérdida de energía por conversión de modo, por lo cual no se podrá detectar este tipo de fracturas con este método. 2. 2. 1. 2. Registro sónico: análisis de picos de amplitud Una técnica alternativa consiste en observar el efecto de picos de amplitud o “amplitude-spike-analysis” que parece ser bastante específico de las fracturas; este efecto se manifiesta como un aumento de energía transmitida (o recibida) cuando el transmisor (o receptor) pasa frente a una fractura, generando dos señales: una del transmisor y otra del receptor. Se requiere ‘software’ para procesar las señales. 2. 2. 1. 3. Registro sónico: análisis de “criscross” Otra técnica en desarrollo es el análisis de “criscross” la cual examina los patrones de interferencia producidos en un registro de formas de onda de sónico presentado en densidad variable o VDL (“VariableDensity-Log”) en zonas fracturadas. Se requiere ‘software’ para procesar las señales. 2. 2. 1. 4. Registro sónico: análisis de las medidas de dos receptores vs dos transmisores Esta técnica compara los tiempos de tránsito ∆t compresionales, de cizallamiento y Stoneley medidos por dos receptores utilizando el mismo transmisor con los medidos por dos transmisores utilizando el mismo receptor, ambos medidos en la misma profundidad. Esta técnica es posible con las herramientas modernas, con múltiples transmisores y múltiples receptores. Las interferencias debidas a conversión y a reflexiones generadas en las fracturas alteran la forma de onda de sónico y producen diferencias entre los tiempos de tránsito equivalentes. 2. 2. 1. 5. Registro sónico: análisis de la onda Stoneley Otras técnicas utilizan la onda Stoneley, de baja frecuencia y baja velocidad de propagación. Las fracturas atenúan las ondas Stoneley principalmente por el movimiento de fluidos para dentro y fuera de las fracturas. Esta atenuación en zonas indica presencia de fracturas abiertas, independientemente de los echados de las fracturas. 2. 2. 1. 5. 1. Registro sónico: análisis de la imagen de la energía en la onda Stoneley La imagen de la energía contenida en la onda Stoneley puede ser representada en blanco y negro o en colores. En zonas con fracturas aparece una banda blanca (o azul) que corresponde a valores muy bajos de 10-Nov-97

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la energía Stoneley. En zonas compactas y sin fracturas aparece una banda negra (o roja) que corresponde a valores altos de la energía Stoneley. La resolución vertical depende del espaciamiento transmisorreceptor. 2. 2. 1. 5. 2. Registro sónico: análisis de la atenuación diferencial de la energía en la onda Stoneley La atenuación diferencial de la energía contenida en la onda Stoneley entre receptores separados 6” permite aumentar la definición vertical del registro. Se requiere ‘software’ para procesar las señales. 2. 2. 1. 5. 3. Registro sónico: análisis de la relación ‘energía Stoneley incidente vs reflejada’ Esta técnica estudia la relación entre la energía incidente contenida en la onda Stoneley y la reflejada. Un registro logarítmico de la relación de amplitudes, la cual es proporcional a la raíz cuadrada de la relación de energías, produce señales intensas en presencia de fracturas sub-verticales y menos intensas en presencia de fracturas sub-horizontales (echado < 50°). 2. 2. 2. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando el registro de echados La herramienta de registro de echados o “dipmeter” tiene cuatro patines con electrodos. En dos patines adyacentes, separados a 90°, existen dos electrodos horizontales separados por pocos centímetros. En los otros dos patines adyacentes, también separados a 90°, existen arreglos de pequeños electrodos. Hay dos técnicas principales que utilizan el registro de echados de forma convencional para evaluar fracturas con este método: • Anomalías en el registro de alta resolución (procesamiento SHDTAN): Esta técnica compara las curvas de electrodos adyacentes en uno de los patines con arreglos de electrodos. • registro de identificación de fracturas (procesamiento FIL): Esta técnica compara las curvas de electrodos en patines adyacentes, separados a 90°. La comparación de estos pares de curvas generalmente indica anomalías de conductividad, las que son asociadas a la presencia de fracturas. Desafortunadamente, no todas las anomalías del registro pueden ser atribuidas a fracturas, ya que otras características de la roca producen los mismos efectos, tales como intercalaciones arcillosas, vúgulos, irregularidades en la pared del pozo, pérdida de contacto entre el patín y la pared del pozo y las irregularidades producidas por los esfuerzos tectónicos en la parte mas curva de los pozos elípticos (“spalling”) o a irregularidades de grandes fracturas en la pared del pozo. La aplicación del registro de echados o “dipmeter” a la detección de fracturas está limitada a formaciones de gran espesor con pozo en buenas condiciones, lo que permite a la herramienta girar a lo largo del registro (por el momento torsor originado en el estiramiento del cable de registro). Esta característica es importante para aumentar las probabilidades de un patín cruzar las fracturas sub-verticales. 2. 2. 3. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando registros de resistividad profunda A continuación se describen las características de los registros de resistividad profunda como métodos de detección de fracturas. 2. 2. 3. 1. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando el registro de doble-laterolog El registro de doble-laterolog con micro-SFL produce tres medidas de resistividad de la formación, con diferentes profundidades de investigación: •

el laterolog profundo, investigando 120” o mas dentro de la formación

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el laterolog somero, investigando de 30 a 70” dentro de la formación el micro-SFL, investigando pocas pulgadas dentro de la formación

Esta última curva frecuentemente oscila intensamente en zonas fracturadas; además, su sensibilidad a malas condiciones en la pared del pozo, frecuentemente impide su utilización en la detección de fracturas. Las dos curvas de laterolog reaccionan en presencia de fracturas si la resistividad del fluido en la fractura tiene suficiente contraste con la resistividad de la roca. En fracturas sub-horizontales ambas curvas son afectadas de forma similar por las resistividades en paralelo de las fracturas y de la formación, midiendo valores anormalmente bajos de resistividad. En fracturas sub-verticales las corrientes de enfoque del registro de laterolog somero son muy afectadas por el fluido en las fracturas, produciendo valores medidos de resistividad somera mucho menores que los de resistividad profunda. Las condiciones adecuadas para utilizar el registro de doble-laterolog como detector de fracturas son: lodo conductivo y formaciones de baja porosidad o alta resistividad (mayor que 100 Ω·m). 2. 2. 3. 2. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando el registro de inducción El registro de inducción puede detectar fracturas verticales conteniendo hidrocarburos tanto en lodos a base de agua como a base de aceite, ya que estas fracturas disminuyen la conductividad del anillo de formación medido con relación al valor en la formación no fracturada. Esta disminución de la conductividad medida genera un aumento de la resistividad medida en presencia de este tipo de fracturas. Este registro no es sensible a la presencia de fracturas horizontales con hidrocarburos ni a la presencia de fracturas verticales que contengan agua conductiva. La interpretación es facilitada en lodos conductivos a través de la comparación con el registro de SFL obtenido con la misma herramienta. 2. 2. 4. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando el registro de lito-densidad La medición obtenida del detector cercano (mas próximo a la fuente radioactiva) es utilizada para corregir el efecto de enjarre en la medición del detector lejano y puede ser utilizada para localizar fracturas en formaciones compactas, como carbonatos limpios, donde frecuentemente el enjarre se forma frente a las fracturas. Aunque el patín cubre menos del 10% de la circunferencia del pozo, generalmente se acomoda a lo largo de diámetro máximo, el cual frecuentemente indica la dirección de las fracturas que producen derrumbes en la pared del pozo. La barita presente en el lodo realza la indicación de enjarre y también causa oscilaciones y lecturas de valores anormalmente altos en la curva Pef de factor fotoeléctrico. 2. 2. 5. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando registros de rayos gamma Pueden observarse anomalías radioactivas en zonas con fracturas cuando en las fracturas hubo depósitos de sales de uranio disueltas en el agua de formación. Esta técnica requiere el registro de espectrometría de rayos gamma naturales para identificar la presencia de uranio; aunque no confirma la presencia de fracturas, es útil para reforzar otras evidencias o indicaciones. El uso mas común de esta técnica es la de distinguir lutitas o “shales” de dolomías radioactivas por depósitos de sales de uranio, lo cual es prácticamente imposible con el registro de rayos gamma convencional. 2. 2. 6. Métodos tradicionales de detección de fracturas utilizando registros de potencial espontáneo Esta técnica es normalmente el último recurso intentado para la identificación de fracturas. Se fundamenta en anomalías presentadas por el registro de potencial espontáneo cuando la invasión de filtrado origina flujo de iones del filtrado dentro de la formación (“streaming-potential”). 2. 3. Métodos modernos de detección de fracturas utilizando imágenes obtenidas de registros 10-Nov-97

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A continuación se describen las modernas técnicas de caracterización de fracturas utilizando imágenes de registros de televisor de pozo y de micro-barredor de formación. La mejor práctica para interpretar las imágenes obtenidas con estos registros es la de obtener ambos para complementar las ventajas de uno con las del otro: el registro de televisor de pozo cubre toda la circunferencia del pozo, mientras que el registro de micro-barredor de formación tiene una definición vertical muy superior. 2. 3. 1. Métodos modernos de detección de fracturas con imágenes del televisor de pozo El registro de televisor de pozo o BHTV (“Bore-Hole-Televiewer”) es una técnica comúnmente utilizada para la evaluación de fracturas. La herramienta BHTV consta de un transductor (transmisor-receptor) rotativo que emite continuamente pulsos acústicos dirigidos a la pared del pozo, registrando el eco proveniente de la formación. Con esta información se genera un mapa continuo del coeficiente de reflexión de la formación cubriendo la totalidad de la circunferencia del pozo; los valores altos del coeficientes de reflexión se presentan en blanco (o en color claro), mientras que los valores bajos del coeficientes de reflexión se presentan en negro (o en color obscuro). Es difícil obtener señales utilizables en pozos con paredes rugosas, irregulares, elípticas o cuando la herramienta está levemente descentralizada. Otra condición para poder obtener información utilizable es un bajo contenido de sólidos en el lodo y una baja velocidad de registro, de aproximadamente 300 ft/h. Por otro lado, el registro BHTV tiene ventajas de cubrir la totalidad de la circunferencia del pozo y de funcionar en todo tipo de lodo. 2. 3. 2. Métodos modernos de detección de fracturas con imágenes del micro-barredor de formación El registro de micro-barredor de formación o FMS (“Formation-Micro-Scanner”) cuenta con cuatro patines y mide la conductividad de la formación con un arreglo de electrodos en dos patines adyacentes, separados a 90°; tiene la ventaja sobre el registro de BHTV de conseguir detectar fracturas en un amplio rango de aberturas que va desde varios centímetros hasta apenas fracciones de milímetros (microfracturas), las que pueden escapar a la inspección visual de núcleos. Esta alta sensibilidad es debido a la utilización de corriente eléctrica en vez de energía acústica como en el registro de BHTV. La imagen eléctrica es mas sensible porque la relación entre la resistividad de la fractura que contiene agua o filtrado y la resistividad de la roca que rodea la fractura es mayor que 1,000 en cuanto que el contraste de impedancias acústicas (medida por el registro de BHTV) es de aproximadamente 4. Una fractura puede presentar tanto valores extremadamente bajos de conductividad (fractura conteniendo hidrocarburos, agua dulce o minerales depositados) como valores extremadamente altos de conductividad (fractura conteniendo agua salada). En ambos casos se puede identificar la fractura si su resistividad tiene contraste con la resistividad de la roca, originando una anomalía en el registro. Con la información obtenida del arreglo de electrodos puede efectuarse un mapa continuo de la conductividad de la pared del pozo frente al patín, presentando en blanco (o en color claro) las bajas conductividades y en negro (o en color obscura) las altas conductividades. Este mapa muestra la trayectoria de los dos patines con arreglos de electrodos frente a la pared del pozo y puede verificarse si la herramienta giró durante el registro; en este caso la trayectoria de los patines se va desplazando de derecha a izquierda, atravesando el mapa al variar la profundidad. La resolución vertical es la medida de cuán próximas pueden estar dos fracturas y todavía ser distinguidas por el registro. La resolución del registro FMS es muy superior a la del registro BHTV. Las limitaciones del registro FMS son el lodo (debe ser conductivo) y la cobertura lateral de aproximadamente 20% en pozos de 8½”. Esta limitación disminuye aumentando la cobertura lateral a 40 ó 50% cuando se efectúan una o mas secciones repetidas en el intervalo seleccionado; se requiere que la herramienta gire para cambiar su Página 6

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orientación, ya que en caso contrario registraría nuevamente la misma sección de la pared del pozo. Esta posibilidad no existe cuando se usa una unión giratoria o “flexjoint” con la cual el cable gira pero la herramienta no; el uso de esta unión giratoria es práctica común en pozos desviados. 2. 4. Métodos de detección de fracturas que utilizan procesamientos por computadora Se describen a continuación algunas técnicas de identificación de fracturas que utilizan procesamientos por computadora adicionales a las técnicas ya mencionadas en sub-párrafos del párrafo 2.2.1, dedicado al registro sónico. 2. 4. 1. Métodos de detección de fracturas por computadora: registro compuesto de índice de fracturas El registro compuesto de índice de fracturas analiza la respuesta de todos los registros disponibles, cada uno independientemente de los otros, asignando a cada registro niveles límites que, al ser excedidos por el valor del registro, se interpreta como indicación de fracturas. Efectuando un promedio de todas las indicaciones obtenidas resulta un indicador compuesto de índice de fracturas. 2. 4. 2. Métodos de detección de fracturas por computadora: análisis del exponente de cementación En presencia de fracturas se observa la disminución del exponente de cementación m de la ecuación de Archie. La gráfica del valor de este exponente, normalmente con valores próximos a 2, indicará intervalos con fracturas cuando presente valores menores que 2, típicamente entre 1.4 y 1.6; si se verifica una disminución del valor del exponente al aumentar la porosidad, puede inferirse que el aumento de porosidad es debido a la presencia de porosidad secundaria. 2. 4. 3. Métodos de detección de fracturas por computadora: análisis de anomalías sísmicas Esta técnica consiste en el estudio del efecto de alineamiento de los esfuerzos en fracturas llenas con agua en los componentes de la sísmica de superficie. Con registros sísmicos alineados con las fracturas y perpendiculares a las mismas puede detectarse las anomalías que caracterizan la anisotropía de la formación cuando existen fracturas mas o menos paralelas entre sí. 3. Interpretación de registros en carbonatos fracturados En términos de interpretación de litología y porosidad, los carbonatos fracturados no presentan mayores dificultades, principalmente por ser casi siempre limpios (sin los efectos de arcillosidad). La dificultad consiste en identificar las zonas con fracturas y un mayor grado de dificultad existe para evaluar correctamente el valor de la saturación de agua en las fracturas. Dos características son de fundamental importancia en el cálculo de la saturación de agua en carbonatos fracturados: •

La porosidad primaria φ1 es generalmente baja. En estas condiciones, la ecuación de Archie se torna inestable (resulta del tipo 0·∞); se recomienda siempre efectuar los cálculos en los niveles con porosidad efectiva mayor que 2 pu.



En zonas con porosidad secundaria, el factor de cementación m de la ecuación de Archie varía dentro de los siguientes límites, según que se trate de fracturas conectadas no conectadas, o vesículas no conectadas (la corriente eléctrica no puede circular por las vesículas no conectadas; las vesículas conectadas permiten el paso de la corriente eléctrica por ellas):

• En vesículas no conectadas o en fracturas 10-Nov-97

• En fracturas conectadas: m ≈ 1.4 a 1.6

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no conectadas: m ≈ 2.8 a 3.5 Las consecuencias de utilizar un valor incorrecto del exponente de cementación en el cálculo de la saturación de agua son generalmente dramáticas, especialmente en carbonatos de baja porosidad, según se muestra en la tabla de la derecha, donde se muestran los valores que la saturación de agua Sw adopta cuando se cambia el valor del exponente m en un ejemplo con los siguientes valores: Rt = 50 Ω·m Rw = 0.05 Ω·m φ = 10 pu a=1 n=2

    

Tipo de porosidad ___considerada___ predominan fracturas porosidad primaria predominan vesículas

Valor usado ____m____ 1.5 2.0 3.0

Valor resultante _____Sw_____ 18% 32% 100%

Pronóstico para el nivel analizado Hidrocarburos Hidrocarburos Nivel acuífero!

3. 1. Técnicas de determinación de valores del exponente de cementación Se describen a continuación algunas técnicas orientadas a la determinación de los valores correctos del exponente de cementación m para el cálculo de las saturaciones de agua Sw y Sxo en presencia de porosidad secundaria. 3. 1. 1. Validación de valores constantes adoptados por zonas Frecuentemente se adopta el valor m del exponente de cementación basado en el conocimiento local. En estos casos es recomendable efectuar un control para asegurarse que, ya que no se conocen las variaciones del coeficiente nivel por nivel, por lo menos el valor adoptado es coherente con los datos de los registros. Siendo que los valores máximos y mínimos de la saturación de agua en la zona virgen no pueden superar el valor de 1 (o 100%) ni ser menores que el valor de la saturación Swirr irreductible de agua, pueden utilizarse estos datos para definir los valores máximos y mínimos del exponente de cementación m correspondiente a algunos niveles importantes: Así puede usarse la ecuación de saturación de Archie para calcular el valor del exponente de cementación para ciertos valores preestablecidos de la saturación de agua: •

Asumiendo que el nivel está invadido, la saturación de agua es Sw = 1 = 100% se obtiene mmax:

mmax •

 a ⋅ Rw   log   Rt  = log φ

(14-1)

Asumiendo que el nivel está a la saturación de agua irreductible Swirr = φwirr/φ y se obtiene mmin:

m min

 a ⋅R  log  n w   Sw irr ⋅ Rt  = log φ

(14-2)

el valor de m adoptado para cada zona deberá cumplir que:

m max ≥ m ≥ m min

(14-3)

Aún satisfaciendo la condición representada por la ecuación 14-3, existe el problema de determinar si el valor de m adoptado es el adecuado o no para cada zona (no siendo el adecuado, podrá resultar en un Página 8

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pronóstico de acuífera para una capa con hidrocarburos o viceversa, pronosticando como productora de hidrocarburos una capa de agua salada). Si la condición especificada por la ecuación 14-3 no se cumple, el cálculo de la saturación de agua dará como resultado valores mayores que 1 (o 100%) para valores de m > mmax o valores menores que el de la saturación irreductible de agua Swirr para valores de m < mmin. Los valores de m así determinados son utilizados para el cálculo de las saturaciones de agua en las zonas lavada y virgen. 3. 1. 2. Curvas continuas con valores del exponente de cementación a partir de registros El exponente de cementación m puede ser obtenido u estimado a partir de registros: •

El valor adecuado del exponente de cementación, coherente con las lecturas de los registros, puede ser obtenido en forma continua a partir de registros de EPT/MSFL;



Utilizando las porosidades densidad-neutrón y sónico pueden determinarse en forma continua dos curvas de valores de m para posteriormente decidir cuál usar en el cálculo de la saturación de agua: ⇒ una, con valores de m ≥ 2, asumiendo que la diferencia es debida a vúgulos no conectados ⇒ otra, con m ≤ 2, asumiendo que la diferencia es debida a fracturas y/o vúgulos conectados

3. 1. 2. 1. Cálculo continuo del exponente de cementación a partir de registros EPT/MSFL Una vez conocida la porosidad y la litología (obtenidas de la interpretación normal de densidad y neutrón) y determinado el valor de la resistividad del agua de formación, pueden usarse los registros de EPT y MSFL para calcular el valor correcto en cada nivel del exponente de cementación m: •

La porosidad aparente de EPT corresponde a la ‘porosidad con agua’ o volumen de filtrado en la zona investigada por los registros EPT/MSFL, o sea φaEPT = φw = φ ·Sxo de donde, conociendo el valor de la porosidad, se calcula el valor de Sxo = φw /φ sin utilizar el registro de resistividad ni la ecuación de Archie



Conocido el valor de la saturación de agua en la zona lavada Sxo puede usarse el registro de MSFL para resolver la ecuación de Archie correspondiente a la zona lavada y determinar en forma continua (curva de m) el valor correcto en cada nivel del exponente de cementación m:

 a ⋅R  log  n mf   Sxo⋅ Rxo  m= log φ

(14-4)

Como validación del cálculo efectuado se recomienda verificar que los resultados obtenidos para el exponente m satisfacen la condición impuesta por la ecuación 14-3, o sea que mmax ≥m ≥mmin. Siendo que los valores de la saturación de agua en la zona lavada Sxo ya fueron determinados utilizando el registro de EPT como paso previo a la determinación de los valores del exponente m de cementación, solo resta utilizar este exponente m en la ecuación de Archie para calcular la saturación de agua Sw en la zona virgen. Las ventajas de esta técnica radican en garantizar valores del exponente de cementación m medidos “insitu” y no estimado arbitrariamente a criterio del intérprete, garantizando así un valor de saturación de agua calculado coherente con el contenido de fluidos detectados por los registros, no solamente en presencia de porosidad secundaria (donde la posibilidad de error es dramática), sino también en casos de porosidad primaria donde el valor correcto del exponente m también varia continuamente de nivel a nivel; el valor tradicionalmente adoptado en estos casos, igual a 2.0 ó 2.15, normalmente es una aproximación del valor 10-Nov-97

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medio de estas variaciones, con lo cual las saturaciones de agua serán mayores que las correctas en algunos niveles, menores que las correctas en otros, y serán igual a las correctas en aquellos niveles en que el valor correcto del exponente m coincida con el valor promedio adoptado. Las desventajas de este método son la necesidad de obtener el registro EPT de propagación electromagnética, el cual no es un registro convencional, y también la limitación que presenta la atenuación originada en la salinidad del filtrado del lodo. Las condiciones ideales para el registro EPT son las de filtrado de agua dulce eficiente (toda el agua en la zona investigada por EPT/MSFL es filtrado); las ecuaciones presentadas corresponden a este caso. Cuando el filtrado no es tan eficiente, las herramientas investigan una zona con mezcla de filtrado y agua de formación, la cual puede ser interpretada, pero las ecuaciones son algo mas complicadas, ya que se deben considerar los volúmenes y salinidades de cada tipo de agua. Las bajas salinidades no son un gran inconveniente, pero también complican las interpretación, ya que el tiempo de tránsito tpw del agua y su atenuación Attw varían con la temperatura (conocida) y con la salinidad en la zona investigada (en principio desconocida, ya que en general es una mezcla de filtrado con agua de formación en proporciones variables y desconocidas de antemano). Las altas salinidades son definitivamente un problema ya que, dependiendo del volumen de agua, pueden atenuar la onda tanto que impidan obtener el registro (la antena lejana no consigue detectar el paso de la onda en la formación). No existe un valor límite de salinidad de filtrado para el registro EPT; existe en la zona investigada una combinación de valor de la salinidad y volumen de agua: •

el registro EPT puede ser obtenido en bajos volúmenes de agua, por ejemplo en bajas porosidades o también en altas porosidades asociadas a bajas saturaciones de agua; en estos casos, la salinidad puede ser relativamente alta (el volumen de agua considerado es pequeño)



el registro EPT puede ser también ser obtenido en altos volúmenes de agua; en este caso, la salinidad tiene que ser relativamente baja, para no atenuar la señal que se propaga en la formación

En general puede decirse que el registro de EPT puede ser obtenido cuando la resistividad Rxo de la zona lavada es mayor que aproximadamente 5 Ω·m. 3. 1. 2. 2. Interpretación de la diferencia de porosidades de sónico y de densidad-neutrón La diferencia entre las porosidades de densidad-neutrón y de sónico φDN - φS es un indicador de porosidad secundaria; el registro sónico no detecta toda la porosidad en la formación (ignorado total o parcialmente la originada en fracturas y/o vúgulos), mientras que la combinación densidad-neutrón registra toda la porosidad, conectada o no, cualquiera sea su origen; cuando existe, esta diferencia φDN > φS puede ser interpretada en forma continua como indicativa de vúgulos no conectados (m > 2) aplicando el modelo de Nugent, o como indicativa de fracturas y/o vúgulos conectados (m < 2) aplicando el modelo de Rasmus. En cuanto la interpretación de registros EPT/MSFL permite obtener en forma continua el valor adecuado del exponente m de cementación, coherente con los valores de los registros, los métodos de Nugent y de Rasmus permiten apenas interpretar la diferencia entre las porosidad de densidad-neutrón y de sónico: •

Esta diferencia indicará valores de m ≥ 2 en aquellas zonas en las que el intérprete decide que la porosidad secundaria es originada por la presencia de vúgulos no conectados (modelo de Nugent)



La misma diferencia, en la misma zona, indicará valores de m ≤ 2 si otro intérprete decide que la porosidad secundaria es originada por la presencia de fracturas y/o vúgulos conectados (modelo de Rasmus) La metodología recomendada, cuando no se dispone de registros EPT/MSFL para determinar el valor adecuado del exponente m de cementación, es la de calcular las siguientes cuatro curvas continuas:

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Curva de mN según el modelo de Nugent, con la ecuación 14-5 en el párrafo 3.1.2.2.1, para ser utilizada en aquellos intervalos en los cuales la porosidad secundaria es originada en la presencia de vúgulos no conectados, generando una curva continua del exponente de cementación con valores de m ≥ 2



Curva de mR según el modelo de Rasmus, con la ecuación 14-6 en el párrafo 3.1.2.2.2, para ser utilizada en aquellos intervalos en los cuales la porosidad secundaria es originada en la presencia de fracturas y/o vúgulos conectados, generando una curva continua del exponente de cementación con valores de m ≤ 2



Curva de mmax con la ecuación 14-1 del párrafo 3.1.1, para validar los resultados obtenidos, limitando los valores del exponente m a utilizar (m ≤ mmax) de manera tal que nunca sean mayores que mmax



Curva de mmin con la ecuación 14-2 del párrafo 3.1.1, para validar los resultados obtenidos, limitando los valores del exponente m a utilizar (m ≥ mmin) de manera tal que nunca sean menores que mmin

Finalmente, el intérprete debe seleccionar cuidadosamente, según el conocimiento local del área, cuál de los dos modelos debe aplicar en cada zona. Las consecuencias de errores en la elección del método representativo para cada zona son las siguientes: •

Al elegir modelo de Nugent (supone que la porosidad secundaria es originada en la presencia de vúgulos no conectados y genera valores de m ≥ 2) para interpretar zonas con presencia de fracturas y/o vúgulos conectados (que requiere valores de m ≤ 2), el cálculo de la saturación de agua calculada será mayor que la verdadera en la roca: se pronosticará como invadidos (acuíferos) intervalos que en realidad contienen hidrocarburos.



Al elegir modelo de Rasmus (supone que la porosidad secundaria es originada en la presencia de fracturas y/o vúgulos conectados y genera valores de m ≤ 2) para interpretar zonas con presencia de vúgulos no conectados (que requiere valores de m ≥ 2), el cálculo de la saturación de agua calculada será menor que la verdadera en la roca: se pronosticará como portadores de hidrocarburos intervalos que en realidad son invadidos (acuíferos).

3. 1. 2. 2. 1. Modelo de Nugent El modelo de Nugent interpreta las porosidades de sónico y de densidad-neutrón asumiendo que la presencia de vúgulos no conectados, generando una curva continua con valores mayores que 2 del exponente m de cementación cuando φDN > φS e iguales a 2 cuando φDN = φS

 log φ S   mN ≈ 2   log φ DN 

(14-5)

3. 1. 2. 2. 2. Modelo de Rasmus El modelo de Rasmus interpreta las porosidades de sónico y de densidad-neutrón asumiendo que la presencia de fracturas y/o vúgulos conectados, generando una curva continua con valores menores que 2 del exponente m de cementación cuando φDN > φS e iguales a 2 cuando φDN = φS

mR ≈

[

]

log φS3 + φS2 (1 − φ DN ) + (φDN − φ s ) log φ DN

(14-6)

3. 1. 3. Consulta a bancos de datos

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Esta forma de determinar los valores correctos del exponente de cementación m a ser utilizado en el cálculo de las saturaciones de agua en carbonatos fracturados utiliza valores obtenidos en base a la experiencia obtenida en pozos anteriores; requiere un período considerable de tiempo para acumular suficiente información. Se recomienda la utilización de este método apenas en la interpretación de formaciones que sin lugar a dudas están representadas en el banco de datos. No se recomienda este método para la interpretación de pozos exploratorios, donde lo inesperado es rutina, ya que los resultados pronosticados pueden estar totalmente equivocados por la utilización de valores no representativos del exponente de cementación. También se recomienda verificar que el valor del exponente de cementación m adoptado cumple la condición exigida por la ecuación 14-3, o sea que mmax ≥m ≥mmin. Aún satisfaciendo esta condición existe la posibilidad de que el valor adoptado del exponente m no sea el adecuado para alguna zona, con lo cual podrán resultar pronósticos de acuífera para capas con hidrocarburos o viceversa, pronosticando como productora de hidrocarburos capas con agua salada. Si la condición especificada por la ecuación 14-3 no se cumple, el cálculo de la saturación de agua dará como resultado valores de saturación de agua mayores que 1 (o 100%) para valores de m >mmax o dará valores de saturación de agua menores que el de la saturación irreductible de agua para valores de m
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